Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) y sus Filiales

Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela

Información Financiera y Operacional Al 31 de diciembre de 2007

La Nueva PDVSA con Visión Nacional, Popular y Revolucionaria

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MENSAJE DEL PRESIDENTE DE PDVSA 6

I. Visión General del Negocio 12

1. Historia y Desarrollo de la Compañía.............................................................. 12

2. Fortalezas que soportan la Industria Petrolera .............................................. 13

3. Descripción del Negocio .................................................................................. 14

a. Actividades.................................................................................................................. 14 b. Desarrollo Social......................................................................................................... 15 c. Convenios de Cooperación Energética ...................................................................... 15 d. Nuevos Negocios........................................................................................................ 16

II. Organización 17

1. Estructura Organizacional................................................................................ 17

2. Descripción de las Principales Filiales ........................................................... 17

a. PDVSA Petróleo, S.A.................................................................................................. 17 b. Corporación Venezolana del Petróleo, S.A. (CVP) .................................................... 17 c. PDVSA Gas, S.A. ....................................................................................................... 18 d. PDV Marina, S.A......................................................................................................... 18 e. Palmaven, S.A. ........................................................................................................... 18 f. Interven Venezuela, S.A. ............................................................................................ 18 g. Deltaven, S.A. ............................................................................................................. 18 h. PDVSA América, S.A.................................................................................................. 19 i. Bariven, S.A. ............................................................................................................... 19 j. INTEVEP, S.A............................................................................................................. 19 k. COMMERCHAMP, S.A............................................................................................... 19 l. PDVSA Agrícola, S.A.................................................................................................. 19 m. PDVSA Industrial, S.A. ............................................................................................... 19 n. PDVSA Servicios, S.A. ............................................................................................... 20 o. Filiales y Afiliadas Internacionales.............................................................................. 20

3. Gobierno Corporativo ....................................................................................... 21

a. Asamblea de Accionistas............................................................................................ 21 b. Junta Directiva ............................................................................................................ 21 c. Comité de Auditoría .................................................................................................... 26 d. Control Interno ............................................................................................................ 26

4. Recursos Humanos........................................................................................... 28

III. Plan Estratégico 30

1. Ejes del Plan Siembra Petrolera ...................................................................... 31

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a. Certificación de la Faja Petrolífera del Orinoco (Proyecto Magna Reserva).............. 31 b. Expansión de Proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco....................................... 32 c. Producción en Áreas Tradicionales ............................................................................ 32 d. Desarrollo de Gas Costa Afuera................................................................................. 33 e. Aumentos y Mejoras en Refinación ............................................................................ 33 f. Comercialización de Crudos y Productos................................................................... 33 g. Desarrollo de Infraestructura ...................................................................................... 34

2. Estrategia del Negocio...................................................................................... 34

a. Desembolsos por Inversiones .................................................................................... 35 b. Exploración, Producción y Mejoramiento de Crudos.................................................. 35 c. Refinación ................................................................................................................... 36 d. Comercio y Suministro................................................................................................ 36 e. Gas Natural ................................................................................................................. 36 f. Empresas de Producción Social................................................................................. 37

3. Resumen del Plan de Inversiones y Principales Proyectos.......................... 38

a. Ceuta – Tomoporo ...................................................................................................... 38 b. Suministro Eléctrico Costa Oriental del Lago - Occidente.......................................... 38 c. Crecimiento Distrito Norte........................................................................................... 38 d. Crecimiento Distrito Morichal ...................................................................................... 38 e. Nuevos Desarrollos en el Área de la Faja Petrolífera del Orinoco............................. 39 f. Gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte............................................................... 39 g. Gran Delta Caribe Oriental ......................................................................................... 39 h. Complejo Criogénico de Occidente ............................................................................ 39 i. Gas Anaco .................................................................................................................. 40 j. Acondicionamiento de Gas y Líquidos Anaco (AGLA) ............................................... 40 k. Interconexión Centro Occidente (ICO) ....................................................................... 40 l. Jose 250...................................................................................................................... 40 m. Mariscal Sucre ............................................................................................................ 40 n. Sistema Nor-Oriental de Gas...................................................................................... 41 o. Gasificación Nacional ................................................................................................. 41 p. Plataforma Deltana ..................................................................................................... 41 q. Autogas - Gas Natural Vehicular (GNV) ..................................................................... 41 r. Rafael Urdaneta.......................................................................................................... 41 s. Conversión Profunda en la Refinería Puerto La Cruz ................................................ 42 t. Conversión Profunda en la Refinería El Palito ........................................................... 42 u. Construcción de Nuevas Refinerías en Venezuela .................................................... 42

IV. Principales Actividades 43

1. Exploración y Producción ................................................................................ 43

a. Reservas..................................................................................................................... 43 b. Producción .................................................................................................................. 49 c. Asociaciones con Terceros......................................................................................... 51 d. Proyecto Magna Reserva ........................................................................................... 58

2. Gas...................................................................................................................... 61

3. Refinación .......................................................................................................... 63

a. Capacidad de Refinación............................................................................................ 63 b. Refinación Nacional .................................................................................................... 66

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c. Refinación Internacional ............................................................................................. 66 4. Comercio y Suministro ..................................................................................... 70

a. Exportaciones ............................................................................................................. 70 b. Mercado Interno.......................................................................................................... 73 c. Deltaven, S.A .............................................................................................................. 75

5. Transporte/Buques y Tanqueros ..................................................................... 76

a. Suministro y Logística................................................................................................. 77 b. PDV Marina................................................................................................................. 77

6. Investigación y Desarrollo................................................................................ 79

7. Ambiente y Seguridad ...................................................................................... 82

a. Ambiente e Higiene Ocupacional ............................................................................... 82 b. Seguridad Industrial .................................................................................................... 85

8. Desarrollo Social ............................................................................................... 87

V. Convenios de Cooperación Energética 101

VI. Nuevos Negocios 106

a. Empresas de Servicios Petroleros............................................................................ 106 b. Empresas de Producción Social............................................................................... 110 c. Empresas del Sector Agrícola .................................................................................. 114

VII. Empresas del Sector Eléctrico 116

VIII. Litigios y Otros Reclamos 118

IX. Análisis Operacional y Financiero 119

1. Resumen Ejecutivo ......................................................................................... 119

2. Inflación y Devaluación .................................................................................. 120

3. Aportes Pagados a la Nación......................................................................... 120

a. Impuesto Sobre la Renta .......................................................................................... 120 b. Regalía...................................................................................................................... 121 c. Impuesto de Extracción ............................................................................................ 121 d. Impuesto de Registro de Exportación....................................................................... 121 e. Impuesto Superficial ................................................................................................. 122 f. Impuesto al Valor Agregado (IVA) ............................................................................ 122 g. Impuesto de Consumo General................................................................................ 122 h. Dividendos ................................................................................................................ 122

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4. Reconversión Monetaria................................................................................. 123

5. Resultados Operacionales y Financieros ..................................................... 123

a. Resumen consolidado de Información Financiera ................................................... 126 b. Producción ................................................................................................................ 129 c. Ingresos Totales ....................................................................................................... 130 d. Costos y Gastos........................................................................................................ 130 e. Flujo de Caja............................................................................................................. 132 f. Efectivo Restringido .................................................................................................. 133 g. Acuerdo de Suministro.............................................................................................. 135 h. Políticas Contables Significativas ............................................................................. 135

6. Detalle de la Deuda Financiera Consolidada................................................ 137

X. Anexo 142

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MENSAJE DEL PRESIDENTE DE PDVSA Los resultados de la gestión correspondiente al año 2007 nos muestran una PDVSA fortalecida, claramente definida en su rol y en su responsabilidad con la sociedad venezolana. PDVSA está consciente de su papel como la Empresa Nacional de Petróleo del Estado Venezolano, responsable de la explotación de uno de nuestros principales recursos no renovables: los hidrocarburos. PDVSA es, y debe continuar siendo, la fuerza y motor para el desarrollo nacional, y la palanca para la transformación integral de nuestra sociedad. La nueva PDVSA se muestra orgullosa como una Empresa Nacional, subordinada al Estado Venezolano y profundamente comprometida con el auténtico dueño del petróleo: el pueblo venezolano. Con este informe de gestión presentamos los resultados operacionales y financieros obtenidos al cierre de este ejercicio, en el que nos ha tocado la tarea de dirigir los destinos de nuestra principal industria; de igual manera, presentamos los grandes e importantes retos que tenemos por delante, con el compromiso de hacer realidad la verdadera siembra del petróleo. Nuestra actuación siempre ha estado guiada por profundas convicciones morales y éticas, en procura de una gestión responsable, eficiente y transparente. Después de las terribles consecuencias del sabotaje petrolero de los años 2002 y 2003, que tanto daño ocasionaron a la población venezolana, PDVSA ha logrado consolidar una estructura organizativa capaz de enfrentar los retos diarios que nos presenta nuestra actividad fundamental. Hemos recuperado de manera extraordinaria nuestra producción, la operatividad de nuestras refinerías, los sistemas operativos, administrativos y de control, el suministro de combustible, el comercio internacional y todas las instalaciones que fueron objeto de sabotaje. Al mismo tiempo, nos hemos incorporado de manera decidida a importantes y necesarias actividades sociales, apoyando el esfuerzo del Gobierno Bolivariano por lograr una sociedad más justa, como un mecanismo para alcanzar la inclusión de todos los ciudadanos, en condiciones de igualdad y justicia social, permitiendo el desarrollo integral del país y dejando atrás siglos de desequilibrios entre nuestra población. PDVSA cuenta con un personal joven, altamente comprometido y técnicamente preparado para soportar y garantizar la consolidación y la continuidad de nuestras operaciones, lo que nos impulsa hacia los niveles óptimos de calidad y desempeño en el trabajo. Ese recurso humano, constituido por mujeres y hombres de este pueblo, nos demuestra día a día su compromiso con la sociedad y con el rol de una nueva PDVSA, identificada con una visión nacional, popular y revolucionaria. Plena Soberanía Petrolera Durante el año 2007 se completó el proceso de migración, al esquema de Empresas Mixtas contemplado en nuestra Ley Orgánica de Hidrocarburos, con participación mayoritaria de PDVSA, de todos los antiguos convenios de asociación en la Faja Petrolífera del Orinoco, así como de los antiguos convenios de exploración a riesgos y ganancias compartidas, con lo cual se consolidó la política de Plena Soberanía Petrolera. Esta acción de soberanía, que ha servido de complemento a otras importantísimas decisiones tomadas en los últimos años, ha puesto fin a la llamada “apertura petrolera”, un perverso

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capítulo de nuestra historia reciente, iniciado por la gerencia “meritocrática” de la vieja PDVSA a principios de la década de los años noventa, que pretendía privatizar nuestra industria, en beneficio del interés transnacional, afectando los legítimos derechos del pueblo y del Estado Venezolano, único dueño de nuestro petróleo. Con el fin de la apertura petrolera, PDVSA pasa a tener control sobre todas las actividades relacionadas con la explotación de los hidrocarburos en el país, garantizando una total alineación de estas actividades con los planes estratégicos de la Nación y con los lineamientos del Ejecutivo Nacional, por intermedio del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo. La política de Plena Soberanía Petrolera ha significado grandes avances sociales, económicos y políticos para la Nación, entre los cuales mencionamos los siguientes: Incremento de la Recaudación Fiscal:

La estrategia del Ejecutivo Nacional, de normalización y ajuste de las tasas para la determinación y pago de la regalía y el impuesto sobre la renta petrolera, incluyendo la creación de nuevos tributos de acuerdo a lo establecido en la Ley, han permitido al Fisco Nacional aumentar su recaudación en más de 40.000 millones de dólares, entre los años 2002 y 2007. Estos recursos, que hoy son administrados por el Estado Venezolano han permitido la distribución revolucionaria de la renta petrolera, a través de los programas sociales y del impulso del Plan de Desarrollo de la Nación.

Ahorro de Costos para PDVSA:

La migración de los Convenios Operativos a Empresas Mixtas, ordenada y ejecutada a partir del 1° de abril de 2006, ha permitido ahorros en los costos operativos de PDVSA de más de 2.700 millones de dólares, entre los años 2006 y 2007, mejorando nuestros resultados financieros y fortaleciendo nuestra situación patrimonial.

PDVSA ha asumido estos procesos, como actos de soberanía, con base en los preceptos establecidos en el marco jurídico y regulatorio vigente, sin atropellos y en un ambiente de respeto y trato justo hacia nuestros socios. Bajo el esquema de Empresas Mixtas, continuamos trabajando con compañías petroleras de todo el mundo, pero eso si, en el marco de la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela, las Leyes Orgánicas de Hidrocarburos y de Hidrocarburos Gaseosos, así como de otros reglamentos y normas que conforman el marco jurídico de la actividad petrolera en nuestra Nación, y teniendo como norte la protección de los intereses de nuestro pueblo. Resultados Operacionales y Financieros Los resultados obtenidos durante el año 2007 ratifican la alta capacidad operativa y la solidez financiera de PDVSA, confirmándola como la 5° mayor empresa petrolera del mundo y la más grande de América Latina, según estudio recientemente publicados por Petroleum Intelligence Weekly (PIW). Durante el año 2007, PDVSA y sus empresas filiales obtuvieron ingresos operacionales a nivel mundial por 96.242 millones de dólares, gracias al esfuerzo de mantener nuestros niveles de producción de crudo y líquidos del gas natural (LGN) a nivel Nación en 3,3 millones de barriles diarios, incluyendo la producción de las empresas que operan en la Faja Petrolífera del Orinoco. Las exportaciones totales del año, incluyendo las ventas efectuadas por los negocios de la Faja Petrolífera del Orinoco, totalizaron 2,8 millones de barriles diarios.

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Los precios de exportación de la cesta venezolana se mantuvieron en un promedio de 64,74 dólares por barril. Estos niveles de ingresos, aunados a la consistente y sistemática reducción de nuestros niveles de costos y gastos, permitió obtener una ganancia neta en operaciones por 25.292 millones de dólares. De este monto, una vez deducidos los aportes para el desarrollo social y el gasto de impuesto sobre la renta causado en el ejercicio, resultó una utilidad neta consolidada mundial por el orden de los 6.273 millones de dólares. Producto de los resultados obtenidos en los últimos años, y de las decisiones, políticas y lineamientos del Ejecutivo Nacional, durante el año 2007 la nueva PDVSA logró revertir la terrible situación deficitaria que presentaba al cierre de 1998, momento en que el Presidente Hugo Chávez Frías asumió la jefatura del Estado Venezolano. Tal como fue denunciado por el Comisario Mercantil de PDVSA, en su informe sobre la gestión del año 1999, los estados financieros de PDVSA al cierre de 1998 reflejaban, un déficit de 14.626 millones de dólares. Los dirigentes de la Cuarta República, aliados con la gerencia “meritocrática” de la vieja PDVSA, tenían a nuestra principal industria en una situación de quiebra, producto de desacertadas decisiones operacionales y financieras. Con mucho orgullo y satisfacción presentamos al pueblo Venezolano, una empresa sana, vigorosa, en marcha con activos por más de 107 mil millones de dólares y un patrimonio neto de más de 56 mil millones de dólares. Apoyo al desarrollo Social Integral del País Durante el año 2007, PDVSA continuó y profundizó su decidido apoyó a los diferentes proyectos, planes y programas de desarrollo social, establecidos por el Gobierno Bolivariano. Los aportes para el desarrollo social, efectuados por PDVSA durante este año alcanzaron a 13.897 millones de dólares, distribuidos de la siguiente manera:

• 6.761 millones de dólares para el Fondo de Desarrollo Nacional (Fonden), para la ejecución de obras y proyectos de infraestructura.

• 5.693 millones de dólares para las misiones sociales y otros programas sociales (Misiones Barrio Adentro I, II y III, Ribas, Mercal, Milagro, Revolución Energética, Sucre e Identidad, entre otras).

• 1.443 millones de dólares para planes especiales de inversión en Vivienda y Hábitat (524 millones de dólares), y Proyectos Agrícolas (919 millones de dólares).

A través de los aportes de PDVSA para el desarrollo social, el Estado Venezolano distribuye los excedentes de la renta petrolera, entre la población venezolana, mediante la asignación de recursos para proyectos de infraestructura y apoyo a las diferentes misiones sociales. Fortalecimiento Internacional e Integración Regional El actual modelo de desarrollo capitalista, basado en la explotación irracional de la energía, es inviable e insostenible. Las reservas de hidrocarburos en el mundo no son suficientes para sostener el enorme consumo actual de los países industrializados ni su proyección de crecimiento futuro. Ante esta descomunal voracidad energética, el Gobierno Bolivariano de Venezuela realiza esfuerzos dentro de la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP), para promover la administración racional de la tasa de explotación de estos recursos naturales no renovables, la máxima valorización del recurso petrolero, el equilibrio energético mundial y el empleo estratégico de los hidrocarburos para la integración, la justicia social, la solidaridad, y el combate a la pobreza y a la exclusión social.

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La integración energética de los pueblos de Latinoamérica y el Caribe, es planteada por nuestro Gobierno, a través de Petroamérica, iniciativa enmarcada en la Alternativa Bolivariana para los Pueblos de Nuestra América (ALBA). Petroamérica es el habilitador geopolítico orientado hacia el establecimiento de mecanismos de cooperación e integración, utilizando los recursos energéticos de las regiones del Caribe, Centroamérica y Suramérica. En Petroamérica confluyen tres iniciativas subregionales: Petrocaribe, Petrosur y Petroandina, las cuales tienen, entre otros, los siguientes objetivos:

• Mitigar las asimetrías en el acceso a recursos energéticos • Establecer mecanismos de cooperación e integración, sobre la base de la

complementariedad. • Impulsar la interconexión energética y la inversión conjunta en proyectos económicos,

sociales y energéticos. Los Nuevos Retos de PDVSA: El Plan Siembra Petrolera En el marco del Plan de Desarrollo de la Nación, PDVSA viene ejecutando el Plan Siembra Petrolera, el cual contempla siete ejes para el desarrollo petrolero y gasífero nacional:

• Proyecto Magna Reserva: Cuantificación y certificación de las reservas en los bloques Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo, de la Faja Petrolífera del Orinoco.

El objetivo del Proyecto Magna Reserva, es lograr cuantificar y oficializar al menos 17% del Petróleo Original en Sitio (POES) como reservas probadas, basado en la revisión integral de toda el área de la Faja Petrolífera del Orinoco y de la aplicación de tecnologías de punta que mejoren el factor de recobro.

Desde que comenzó el proyecto en el año 2005, hasta el cierre del año 2007, se han cuantificado y oficializado por el MENPET 20 mil millones de barriles de crudo pesado de los 235 mil millones de barriles que considera el proyecto; es decir, hasta el año 2007 se ha alcanzado más de un 9% de la meta total; el resto se estima completar a finales del año 2009.

• Expansión de los Proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco: Desarrollo integral de la

región norte del Orinoco.

El Plan Siembra Petrolera considera el desarrollo de tres módulos para la producción de 615 mil barriles diarios de crudo mejorado, con la participación de terceros, además, se construirán dos (2) ciudades alrededor del complejo de procesamiento de crudos pesados para fomentar el proceso de desconcentración poblacional.

• Producción en Áreas Tradicionales: Incremento de nuestra producción hasta 5,8 millones de barriles diarios para el año 2012.

Desarrollo de Gas Costa Afuera: Desarrollo industrial integral de los yacimientos de gas Costa Afuera, en el oriente (Plataforma Deltana, con una producción planificada de 1.470 millones de pies cúbicos diarios de gas y Mariscal Sucre con 1.200 millones de pies cúbicos diarios de gas) y en el occidente (Rafael Urdaneta, con una producción esperada de 1.000 millones de pies cúbicos diarios de gas).

Está en progreso la construcción del Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA), para el tratamiento y acondicionamiento del gas de Costa Afuera, ubicado en el Estado Sucre, que contempla una planta petroquímica, áreas de almacenamiento, muelles y terminales, plantas de licuefacción de gas, así como también un parque industrial.

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• Aumentos y Mejoras en Refinación: Creación de nuevos centros de refinación (Cabruta,

Batalla de Santa Inés y Caripito).

En este eje se busca incrementar la capacidad de procesamiento de crudo venezolano en el país, mediante la creación de nuevos centros de refinación: Cabruta, con capacidad de 400 mil barriles diarios; Batalla de Santa Inés, ubicada en el estado Barinas, con 50 mil barriles diarios; y Caripito con 50 mil barriles diarios para producción de asfalto. Además, se busca potenciar y optimizar los procesos de las plantas existentes (Centro de Refinación Paraguaná, Puerto La Cruz y El Palito) para aumentar el procesamiento de residuales y obtener mayores destilados medios. Este plan de expansión y optimización de refinación, se integrará con proyectos agroenergéticos para la producción de etanol, como aditivo de la gasolina, impactando de manera importante la ocupación del campo y contribuyendo a la consolidación territorial.

• Comercialización de Crudos y Productos: Garantizar la seguridad y confiabilidad

energética nacional y fortalecer la política petrolera internacional.

Para el año 2012, se espera una disponibilidad de crudo para exportación de 3,4 millones de barriles diarios y para refinación 1,8 millones de barriles diarios, para un total de suministro de crudos de 5,2 millones de barriles diarios. Con la producción de las Empresas Mixtas de los ex-convenios de asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco de 622 mil barriles diarios, el suministro nacional de crudo asciende a los 5,8 millones de barriles diarios.

• Infraestructura: Ampliar la capacidad de recolección, almacenamiento y transporte de

los hidrocarburos.

Tiene como objetivo facilitar la integración regional a través de gasoductos con el Sur, los Andes y el Caribe, y sustituir la infraestructura obsoleta. Adicionalmente, el proyecto contempla el desarrollo de una red de gasificación domiciliaria. La ampliación de esta infraestructura permitirá una mayor flexibilidad para manejar la expansión de la volumetría prevista en el plan, en términos de crudo, productos y gas natural.

El Plan Siembra Petrolera contempla inversiones por 78.116 millones de dólares, entre los años 2007 y 2012, lo cual incrementará las capacidades operacionales de PDVSA, dando un gran impulso a la economía venezolana, y generando una gran cantidad de oportunidades para el desarrollo integral del país. Las nuevas filiales de PDVSA, previstas para apoyar el Plan Siembra Petrolera, serán herramientas valiosas para que el Estado Venezolano genere los espacios necesarios que equilibren el mercado nacional.

• PDVSA Servicios: con esta filial se lograrán importantes ahorros en el área de servicios de PDVSA, apoyando decididamente la administración de los taladros recientemente nacionalizados, los taladros fabricados en China, los alquilados a terceros, así como aquellos que se utilizan en servicio a pozos, las maquinarias y procesos de sísmica.

• PDVSA Industrial: trata de cubrir las necesidades del pueblo con líneas de productos

del sector hogar. Se propone incursionar en la manufactura de bienes finales de consumo masivo como ropas, calzado, enseres domésticos, herramientas, camas, comedores y otras piezas de mobiliario, así como electrodomésticos de línea blanca y marrón, televisores y radios.

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• PDVSA Agrícola: utilizará las tierras de PDVSA para cosechar alimentos. Dentro de

este plan, durante el año 2007, se dio inició al programa de siembra de soya y caña de azúcar. Para complementar la cadena de valor de actividad agrícola, se crea la Productora y Distribuidora Venezolana de Alimentos (PDVAL) con el objeto de realizar actividades de producción, abastecimiento y comercialización nacional e internacional de alimentos, garantizando un abastecimiento estable, permanente y creciente.

• PDVSA Gas Comunal: se destina básicamente a la distribución de gas a las

comunidades desde las plantas de llenado hasta los hogares. • PDVSA Ingeniería y Construcción: desarrollará plataformas para las actividades de

producción Costa Afuera. • PDVSA Naval: construirá barcos, astilleros y diques.

• PDVSA Desarrollos Urbanos: contribuirá con el desarrollo en materia de vivienda y

hábitat. En estrecha relación con otros institutos y ministerios se adelanta la construcción de viviendas y desarrollos habitacionales en el país.

El informe sobre la gestión del año 2007, que hoy presentamos, es el resultado del esfuerzo de las mujeres y hombres que con su trabajo y constancia han apoyado la consolidación operativa y financiera de PDVSA. El trinomio Pueblo – Fuerza Armada – Trabajadores Petroleros, ha sido uno de los factores claves para el éxito alcanzado. Debemos continuar demostrando esta capacidad de trabajo en equipo, desarrollo profesional, disciplina y organización, para poder hacer realidad la definitiva Siembra del Petróleo, en beneficio del pueblo venezolano, como herramienta fundamental para crear las condiciones económicas y sociales que permitan la construcción del socialismo en nuestro país.

Rafael Ramírez Carreño Ministro del Poder Popular para la

Energía y Petróleo y Presidente de PDVSA

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I. Visión General del Negocio 1. Historia y Desarrollo de la Compañía Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) es una compañía propiedad de la República Bolivariana de Venezuela1, creada por el Estado venezolano2 en 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 para la Energía y Petróleo, anteriormente Ministerio de Energía y Petróleo (MENPET). PDVSA es responsable, en Venezuela, del desarrollo de la industria de los hidrocarburos; así como también, de planificar, coordinar, supervisar y controlar las actividades relacionadas con la exploración, la explotación, la manufactura, la refinación, el transporte por medios especiales, y las ventas de hidrocarburos y sus derivados, tanto en Venezuela como fuera del país. La mayoría de sus filiales en el exterior están involucradas en las actividades de refinación y comercialización a nivel mundial. Bajo la Constitución de 1999, el Estado debe mantener la propiedad exclusiva de las acciones de PDVSA; sin embargo, la Constitución permite que Venezuela a través de PDVSA y sus filiales suscriba acuerdos de exploración, producción y refinación; y constituya Empresas Mixtas para el desarrollo de la industria petrolera, manteniendo siempre la mayoría accionaria en esas empresas. Las principales actividades de PDVSA están reguladas por la Ley Orgánica de Hidrocarburos, ley vigente desde el año 2002, la cual fue modificada con el decreto de la Ley de Reforma Parcial de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, publicado en la Gaceta Oficial Nº 38.443, de fecha 24 de mayo de 2006. En lo que concierne a las operaciones relacionadas con gas, éstas se rigen por la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos de septiembre de 1999 y su Reglamento de junio de 2000.

En consonancia con los Artículos Nº 302 y Nº 311 de la Constitución de la Republica Bolivariana de Venezuela y en el Artículo Nº 5 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, referidos a la participación de PDVSA en el desarrollo social e integral del país, PDVSA asume una nueva responsabilidad social y participa en diferentes programas establecidos por el Ejecutivo Nacional, con la finalidad de apoyar las obras o servicios destinados al desarrollo de infraestructura y vialidad, actividades agrícolas, de salud y educación, y a cualquier otra inversión productiva en Venezuela. PDVSA tiene su domicilio en Venezuela. Sus oficinas de la Casa Matriz están localizadas en la Avenida Libertador, La Campiña, Apartado Nº 169, Caracas 1010-A, Venezuela. Su número telefónico: +58-212-708-4111. Su sitio en Internet es: www.pdvsa.com.

1 En lo sucesivo, Venezuela 2 En lo sucesivo, Estado

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2. Fortalezas que soportan la Industria Petrolera La siguiente tabla muestra los datos financieros, operacionales y de recursos humanos al 31 de diciembre de 2007 y por el período terminado en esa fecha, presentes en la industria:

FORTALEZAS QUE SOPORTAN LA INDUSTRIA PETROLERA

Fuerza Laboral Propia 61.909 PersonasFuerza Laboral Contratada 15.383 PersonasIngresos Operacionales - Consolidado 96.242 MMUS$Ganancia Neta - Consolidada 6.273 MMUS$Adquisición Sísmica 3D 3.531 Km2Reservas Probadas de Petróleo 99,4 MMMBlsReservas de Petróleo en Proceso de Certificación (Estimado) 215 MMMBlsReservas Probadas de Gas 170,9 MMMMPCResrvas de Gas en Proceso de Certificación (Estimado) 196 MMMMPCPotencial de Producción de Crudo 3.561 MBDProducción de Crudo Nación 3.150 MBDPozos Activos 15.817 UndTaladros / Año 111 UndYacimientos 18.176 UndCampos Petroleros 394 UndPrincipales Oleoductos 4.865 KmCapacidad de Refinación Participación PDVSA 3.098 MBDCapacidad de Refinación en Venezuela 1.303 MBDCapacidad de Refinación internacional 1.795 MBDEstaciones de Servicios PDV en Venezuela 784 UndEstaciones de Servicios con Contrato de Abanderamiento 203 UndPlantas Compresoras de Gas en PDVSA Gas 21 UndPlantas de Líquidos de Gas Natural LGN 3 UndCapacidad de Fraccionamiento de LGN Instalada 283 MBDCapacidad de Fraccionamiento de LGN Efectiva 268 MBDGasoductos de Gas Metano 4.267 KmPoliductos para Transporte de LGN 381 Km

Ranqueo de PDVSA De acuerdo con un estudio comparativo publicado el 3 de diciembre de 2007 por Petroleum Intelligence Weekly (PIW), PDVSA se encuentra entre las compañías más grandes a nivel mundial en el negocio petrolero, ocupando las siguientes posiciones:

• Quinta en reservas probadas de petróleo y gas.

• Sexta en producción.

• Quinta en capacidad de refinación.

• Octava en ventas.

El estudio fue basado en una combinación de criterios operacionales, tales como: reservas, producción refinación y ventas.

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El siguiente cuadro muestra la posición de PDVSA ante otras empresas.

Posición Empresa País Producción Liquidos

Reservas Liquidos

Producción Gas

Reservas Gas

Capacidad Refinación Ventas

1 Saudi Aramco Saudi Arabia 1 1 7 4 10 7

2 NIOC Irán 2 2 2 1 14 12

3 Exxon Mobil EUA 5 14 3 13 1 1

4 BP Reino Unido 8 16 4 15 6 3

5 PDVSA Venezuela 6 5 26 5 5 8

6Royal Dutch Shell Holanda 9 26 5 16 2 2

7 CNPC China 4 9 13 12 9 14

8 Conoco Phillips EUA 15 22 9 19 7 6

9 Chevron EUA 14 19 11 23 12 5

10 Total Francia 18 23 12 20 8 4

11 Pemex México 3 11 14 33 13 13

12 Gazprom Russia 23 18 1 3 25 26

13 Sonatrach Argelia 12 13 6 6 34 25

14 KPC Kuwait 7 4 39 14 19 20

15 Petrobras Brasil 10 17 23 35 11 10

Fuente: Petroleum Intelligence Weekly, Diciembre de 2006.

3. Descripción del Negocio PDVSA desarrolla sus operaciones a través de sus filiales, así como también, con la participación en asociaciones con compañías locales y extranjeras; estas últimas sujetas a leyes y regulaciones diferentes. Las operaciones incluyen:

• Exploración, producción y mejoramiento de crudo y gas natural.

• Exploración y producción de gas natural de recursos Costa Afuera, incluyendo la posibilidad para la exportación de líquidos de gas natural (LGN).

• Refinación, mercadeo, transporte de crudo y productos refinados, y el procesamiento, mercadeo y transporte de gas natural.

Las reservas de petróleo y gas natural de Venezuela y las operaciones de exploración, producción y mejoramiento están localizadas sólo en Venezuela, mientras que las operaciones de refinación, mercadeo y transporte están localizadas en Venezuela, el Caribe, Norteamérica, Suramérica, Europa y Asia.

a. Actividades Las actividades de PDVSA están estructuradas en cinco áreas geográficas: Occidente, Oriente, Centro Sur, Faja Petrolífera del Orinoco y Costa Afuera, con el fin de manejar sus operaciones aguas arriba que incluyen las actividades de: exploración, producción y mejoramiento de crudo extrapesado. CVP, filial de PDVSA, asumió el control de las actividades de todas las Empresas Mixtas y las licencias de gas natural Costa Afuera.

Las operaciones aguas abajo incluyen:

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• Refinación y mercadeo de productos en Venezuela bajo la marca PDV.

• Refinación y mercadeo de crudo y productos en el mercado internacional. Los productos se comercializan bajo la marca CITGO en las regiones orientales y del medio oeste de los Estados Unidos.

• Negocios en el Caribe, principalmente, a través de la Refinería Isla y operación de terminales de almacenamiento a través BOPEC en Bonaire, BulemBay en Curazao y BORCO (en proceso de venta) en las Bahamas. Asimismo, PDVSA a través de su filial PDV Caribe es dueña de una planta de llenado de bombonas de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en St. Vincent.

• Negocios de refinación en los Estados Unidos de América a través de ocho refinerías de las cuales cinco son propiedad de CITGO: Lake Charles, Corpus Christi, Lemont, Paulsboro, Savannah y una participación del 50% en Chalmette, Hovensa y una unidad de destilación de petróleo de vacío y de coque llamada Merey Sweeny.

• Negocios de refinación en Europa a través de su participación en ocho refinerías: Gelsenkirchen, Schwedt, Neustadt, Karlsruhe, Nynashamn, Gothenburg, Dundee, y Eastham.

• Conducción de actividades de transporte marítimo, a través de su filial PDV Marina poseedora de 21 tanqueros.

• El negocio del gas lo desarrolla PDVSA Gas, S.A. filial verticalmente integrada. Esta filial se encarga de actividades de explotación de gas y el procesamiento de gas para la producción de LGN; así como, transporte y mercadeo de gas en el mercado interno y exportación del LGN. Adicionalmente, PDVSA Gas, S.A. procesa gas producido por las divisiones de exploración y producción de la filial PDVSA Petróleo (recibiendo todo el gas remanente después del consumo para las operaciones de PDVSA) para transporte y mercadeo en el mercado internacional.

• Deltaven, S.A. es la filial encargada del mercadeo y distribución al detal en Venezuela, de gasolina y otros productos con la marca PDV. Esta empresa, junto con el sector privado están promoviendo el desarrollo de la infraestructura y servicios comerciales para clientes al detal.

• Otra filial importante es INTEVEP, S.A. a través de la cual PDVSA maneja las actividades de investigación y desarrollo.

b. Desarrollo Social

Durante los años 2001 a 2007, y con mayor énfasis a partir del año 2003, en concordancia con los lineamientos y estrategias del Ejecutivo Nacional, PDVSA ha participado en el desarrollo social e integral del país, apoyando las obras o servicios destinados al desarrollo de infraestructura, de vialidad, de actividades agrícolas, de salud, de educación, y de cualquier otra inversión productiva en Venezuela. Los proyectos sociales, PDVSA los ejecuta por medio de fideicomisos, misiones y programas sociales; asimismo, contribuye con aportes creados por Ley al Fondo de Desarrollo Nacional (FONDEN).

c. Convenios de Cooperación Energética Como iniciativa impulsada por el Gobierno de Venezuela surgen los Convenios de Cooperación Energética con el objetivo principal de contribuir a la seguridad energética, al desarrollo

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socioeconómico y a la integración de los países del Caribe, Centroamérica y Suramérica mediante el empleo soberano de los recursos energéticos; se minimizan así los costos de las transacciones de la energía entre los países miembros, y se incrementa el aprovechamiento de los recursos energéticos como motor fundamental para la creación de sociedades más justas, solidarias y eficientes en la lucha contra la pobreza, y lograr reducir las asimetrías en el marco de la integración regional.

d. Nuevos Negocios

Como parte de la política de rescate de la Soberanía Petrolera Nacional y en consideración a las estrategias complementarias nacionales y de interdependencia y solidaridad internacional, PDVSA está desarrollando proyectos y mecanismos que incentiven el desarrollo industrial del país, con criterio soberano, humanista y en armonía con el medio ambiente, respetando la vocación de las distintas localidades de nuestro territorio y que contribuyan a la construcción de una nueva estructura económica y social incluyente. Los proyectos y mecanismos de asociación contemplan la creación de empresas proveedoras de bienes y prestadoras de servicios, las cuales apalancarán los proyectos estratégicos del Plan Siembra Petrolera3, mediante actividades de fabricación, ensamblaje, producción y suministro de los bienes, equipos, partes y piezas, e insumos necesarios y estratégicos para el desarrollo de la industria petrolera.

3 Ver Capítulo III Plan Estratégico

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II. Organización 1. Estructura Organizacional.

Hasta el 31 de diciembre de 1997, PDVSA condujo sus operaciones en Venezuela a través de tres filiales operadoras principales, Lagoven, S.A., Maraven, S.A. y Corpoven, S.A. En 1997 se estableció una nueva estructura de operaciones basada en unidades de negocio. Desde entonces, PDVSA ha estado involucrada en un proceso de transformación de sus operaciones con el objetivo de mejorar su productividad, modernizando sus procesos administrativos y aumentando el retorno de capital.

El proceso de transformación incluyó la fusión de Lagoven, S.A., Maraven, S.A. y Corpoven, S.A. efectivo a partir del 1° de enero de 1998, y renombrando la entidad combinada PDVSA Petróleo y Gas, S.A. En mayo de 2001, PDVSA Petróleo y Gas, S.A. cambió su denominación social a PDVSA Petróleo, S.A., originándose otro cambio en la estructura organizacional petrolera ya que la actividad relacionada con el gas natural no asociado comenzaría a ser manejada por la filial PDVSA Gas, S.A.; asimismo, para finales de 2002, ciertos activos de producción de gas no asociado se transfirieron a dicha filial.

Siguiendo con las instrucciones del Ejecutivo Nacional y lineamientos del MENPET y PDVSA, se culminó el proceso de la firma de acuerdos de los Convenios Operativos y la nacionalización de la Faja Petrolífera del Orinoco, al igual que los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas para su conversión a Empresas Mixtas, así como también la creación de los nuevos negocios, lo cuál ha significado un paso histórico en la reafirmación de la soberanía petrolera.

Adicionalmente, PDVSA ha hecho algunos ajustes dentro de la organización a fin de mejorar el control interno de sus operaciones y el modelo de gerencia, para alinear la estructura de sus operaciones con las estrategias a largo plazo del accionista. Estos ajustes consisten, principalmente, en la adopción de un nuevo marco de estructura de operaciones que aumenta la participación del Comité Ejecutivo en sus actividades y, al mismo tiempo, aumenta la flexibilidad operacional de PDVSA.

2. Descripción de las Principales Filiales

a. PDVSA Petróleo, S.A. PDVSA Petróleo, S.A., fue constituida en 1978. Tiene como objeto la realización de actividades de exploración, explotación, transporte, manufactura, refinación, almacenamiento, comercialización o cualquier otra actividad en materia petrolera y demás hidrocarburos en Venezuela.

b. Corporación Venezolana del Petróleo, S.A. (CVP) Esta filial fue constituida en 1975. Con la última modificación de su objeto social en el 2003, CVP dirige y administra todo lo concerniente a los negocios que PDVSA realiza con empresas petroleras de capital nacional o extranjero. Esta filial está encargada de maximizar el valor de los hidrocarburos para el Estado, mediante una eficiente y eficaz administración y control de los

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negocios con participación de terceros, asegurando una apropiada vinculación de los beneficios con el bienestar colectivo, a través del desarrollo sustentable.

En adición, la CVP controla el fideicomiso de vivienda, agricultura, desarrollo sustentable, entre otros, los cuales también son creados para financiar proyectos sociales en el país. Con relación al Centro de Arte La Estancia, es una gestión que se asignó a CVP, lo cual la define como el brazo cultural y social de PDVSA.

c. PDVSA Gas, S.A. Constituida en 1998. La filial tiene por objeto la realización de actividades de exploración, explotación, recolección, almacenamiento, procesamiento e industrialización del gas natural y líquido tanto industrial como doméstico, así como del transporte, distribución y contratación con otras empresas para su colocación y venta.

d. PDV Marina, S.A. Esta filial fue constituida en 1990 y tiene por objeto la realización de actividades de transporte de hidrocarburos y sus derivados, a filiales de PDVSA, por vía marítima, fluvial o lacustre, dentro y fuera del territorio nacional, mediante tanqueros de su propiedad o contratados.

e. Palmaven, S.A. La filial se constituyó en 1975. En el 2004, se decidió reformar su objeto social. Las operaciones de la compañía tienen como propósito promover y participar en el desarrollo social de la nación, en armonía con la industria petrolera y las comunidades, contribuyendo con la productividad de los diferentes sectores, apoyando el desarrollo regional y prestando servicios de carácter comunitario. Los ingresos que perciba la compañía serán destinados a desarrollar y financiar actividades agrícolas, pecuarias, forestales, pesqueras, agroindustriales, ambientales y de servicios, así como al asesoramiento a las industrias del Estado en la organización y educación comunitaria integral; con dichos ingresos también se apoyarán los planes educativos y de salud para el fortalecimiento de la familia, el desarrollo de proyectos comunitarios, la realización de estudios de alto impacto social, así como el desarrollo de planes de supervisión y control.

f. Interven Venezuela, S.A. Fue constituida en 1975, con el objeto de efectuar seguimiento y evaluación de los negocios internacionales de PDVSA, facturando a sus filiales, honorarios profesionales por concepto de asesoría y apoyo. La filial en el 2005 modificó su objeto que es realizar las actividades de exploración, explotación, transporte, manufactura, refinación, almacenamiento, comercialización o cualquier otra actividad relacionada directa o indirectamente con el petróleo y demás hidrocarburos.

g. Deltaven, S.A. Filial constituida en 1975. Se reactivó y modificó sus estatutos en 1996. La compañía tiene como objetivo la compra, venta, importación, exportación, suministro, transporte, almacenamiento, distribución, mezcla, envase y expendio al detal de productos derivados de hidrocarburos y bienes para el uso de los sectores industrial, comercial, doméstico y de transporte, así como también la prestación y recepción de servicios.

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h. PDVSA América, S.A. Fue creada en 2006. Su objetivo es realizar en el exterior las actividades de exploración, extracción, recolección, transporte, almacenamiento inicial y comercialización de hidrocarburos por cuenta propia o de terceros o asociada con terceros. Asimismo, la sociedad podrá realizar en Venezuela o en el exterior, las actividades de refinación, distribución e industrialización de hidrocarburos; así como la comercialización de sus productos, por cuenta propia o de terceros o asociadas con terceros; así como el comercio nacional e internacional de hidrocarburos y subproductos dentro del marco de negociaciones, acuerdos bilaterales y multilaterales suscritos por Venezuela y cualquier sistema de contratación internacional público y privado.

i. Bariven, S.A. Constituida en 1975. Tiene como objeto la compra de materiales y equipos, planificación de inventario de acuerdo a los requerimientos y las especificaciones de terceros, contratación de servicios asociados a la procura, almacenamiento y transporte de bienes muebles y/o, inmuebles, venta de materiales y servicios técnicos, entre otros.

j. INTEVEP, S.A. Esta filial fue constituida en 1979, tiene como objeto realizar investigación básica orientada, investigación aplicada y desarrollo tecnológico en las áreas de hidrocarburos; además presta servicios de apoyo tecnológico y de información en esas áreas a PDVSA y sus filiales, así como a los organismos públicos y privados.

k. COMMERCHAMP, S.A. Constituida en 1987. Tiene como propósito principal la realización de actividades de comercialización de productos y derivados de hidrocarburos para el mercado internacional.

l. PDVSA Agrícola, S.A. Esta filial fue constituida en el 2007. Su propósito es realizar en Venezuela o en el exterior, por cuenta propia o de terceros o asociada con terceros, las actividades de producción de materia prima de origen agrícola, para el procesamiento industrial agroalimentario y agroenergético en Venezuela, contribuyendo con el desarrollo agrícola sustentable del país, mediante la incorporación de los rubros seleccionados. Además, debe visualizar, definir, implantar y operar los proyectos industriales para la producción agroalimentaria y agroenergética en el país, así como, asegurar el desarrollo armónico del entorno y la participación activa de las comunidades rurales en el plan maestro de desarrollo socio productivo local asociado a los proyectos de PDVSA Agrícola y orientado a garantizar la seguridad alimentaría, mejorar la calidad de vida y promover la creación de Empresas de Producción Social (EPS) que apoyen a la nueva industria nacional.

m. PDVSA Industrial, S.A.

Fue constituida en 2007. Tiene como propósito efectuar, por cuenta propia o de terceros o asociados a terceros, las actividades de producción de servicios y acompañamiento técnico en la construcción de equipos, bienes y materiales industriales requeridos para el desarrollo de la

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industria petrolera. Asimismo, la filial podrá realizar en Venezuela o en el exterior, por cuenta propia o de terceros o asociada con terceros, las actividades de producción de servicios que conlleven a la construcción de equipos petroleros; además de proveer servicios para el desarrollo del entorno comunitario en organización, formación, capacitación, bienes, infraestructura social y socioproductiva.

n. PDVSA Servicios, S.A. Esta filial fue constituida en el 2007. Podrá realizar en Venezuela o en el exterior por cuenta propia o de terceros o asociada a terceros, servicios de construcción y mantenimiento de pozos petroleros. La sociedad podrá proveer servicios para el desarrollo del entorno comunitario en organización, formación, capacitación, bienes, infraestructura social y socioproductiva.

o. Filiales y Afiliadas Internacionales Por sus filiales en los Estados Unidos de América, PDVSA es uno de los más grandes refinadores de petróleo en ese país basado en su capacidad de refinación equivalente a 1.201 MBD para diciembre 2007.

En los Estados Unidos de América, PDVSA, conduce sus operaciones de refinación de petróleo y mercadeo de productos refinados a través de su filial PDV Holding, la cual posee indirectamente, el 100% de CITGO Petroleum Corporation (CITGO) por medio de PDV América. Asimismo, posee indirectamente el 50% de Chalmette Refining por medio de PDV Chalmette, Inc. y el 50% de Merey Sweeny por medio de PDV Sweeny, L.P.; estas empresas están asociadas con ExxonMobil Corporation y ConocoPhillips, respectivamente.

CITGO con sede en Houston, Texas, es una empresa que refina, mercadea y transporta gasolina, diesel, combustible para aviones, petroquímicos, lubricantes, asfalto y otros productos de petróleo refinados en los Estados Unidos de América.

PDVSA también posee indirectamente el 50% de Hovensa por medio de PDVSA Virgin Island, Inc. (PDVSA VI), una empresa mixta con Hess Corporation que procesa petróleo en las Islas Vírgenes de los Estados Unidos de América.

Dentro de Europa PDVSA conduce sus actividades de refinación de petróleo y productos derivados a través de la filial de su propiedad, PDV Europa, la cual posee 50% de participación en Rühr Oel GMBH (ROG), una compañía con base en Alemania y propiedad conjunta con British Petroleum (BP). Por medio de ROG, PDVSA refina petróleo, mercadea y transporta gasolina, diesel, combustible para calefacción, petroquímicos, lubricantes, asfalto y otros productos de petróleo refinados. PDVSA también posee 50% de AB Nynäs Petroleum (Nynäs), una compañía con operaciones en Suecia y en el Reino Unido y propiedad conjunta con Neste Oil. Por medio de Nynäs, PDV Europa refina petróleo, mercadea y transporta asfalto, productos especializados, lubricantes y otros productos de petróleo refinados. Adicionalmente, y como parte de sus operaciones en el Caribe PDVSA opera una refinería bajo un contrato de arrendamiento entre PDVSA y Refinería di Korsou N.V. (RDK), entidad del gobierno curazoleño, propietaria de la refinería; y la refinería Cienfuegos, con una participación de PDVSA de 49% por medio de una empresa mixta conformada entre PDVSA y Cupet. The Bahamas Oil Refining Company Internacional Limited (BORCO) es un terminal de almacenamiento, propiedad 100% de PDVSA, ubicado en Bahamas, el cual incluye: un (1) terminal marino que abarca 640 acres de tierra, cuatro (4) muelles con ocho (8) puestos Costa Afuera y setenta y tres (73) tanques de almacenamiento con una capacidad nominal de 19, 7 MMBls.

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Bonaire Petroleum Corporation N.V. (BOPEC) es un terminal de almacenamiento, mezcla y despacho de crudo y sus derivados, propiedad 100% de PDVSA, ubicado en Bonaire, que incluye veintitres (23) tanques de almacenamiento con una capacidad nominal de 10,1 MMBls. 3. Gobierno Corporativo PDVSA es una empresa nacional subordinada al Estado y profundamente comprometida con el pueblo venezolano. El gobierno corporativo de PDVSA es de suma importancia ya que tiene como finalidad procurar el manejo transparente, eficiente y adecuado, bajo principios profesionales y éticos, en beneficio de los intereses de la nación, por medio de un conjunto de normas que regulan la estructura y funcionamiento de los órganos de administración. a. Asamblea de Accionistas Su función es ejercer la suprema dirección y administración de PDVSA; representa la universalidad de las acciones y sus decisiones, dentro de los límites de sus facultades, son obligatorias para la sociedad, mediante disposiciones emitidas en las Asambleas Ordinarias o Extraordinarias, según sea el caso.

Entre las principales atribuciones y deberes de la Asamblea de Accionistas está el aprobar o improbar el informe anual de la Junta Directiva; aprobar o improbar los presupuestos consolidados de inversiones y de operaciones de PDVSA y de las sociedades o entes afiliados; y dictar los reglamentos de organización interna. b. Junta Directiva

La Junta Directiva es el órgano administrativo de PDVSA con las más amplias atribuciones de administración y disposición, sin otras limitaciones que las establecidas en la Ley y el Decreto No. 1.313, de fecha 29 de mayo de 2001, publicado en la Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela, bajo el No. 37.236, de fecha 10 de Julio de 2001.

La Junta Directiva es responsable de convocar las reuniones con el accionista, preparar y presentar los resultados operacionales y financieros al cierre de cada ejercicio económico; así como la formulación y seguimiento de las estrategias operacionales, económicas, financieras y sociales. El presidente de PDVSA, tiene amplios poderes para actuar en nombre de PDVSA y para representarla en negociaciones con terceros, sujeto solamente a los poderes expresamente reservados a la Junta Directiva o reservados a la decisión de la Asamblea de Accionistas. El Presidente de PDVSA determina y es responsable por la implementación de estrategias, metas y presupuestos en los diferentes negocios de PDVSA, los cuales deben ser aprobados por la Asamblea de Accionista. Las estrategias, metas y presupuestos son revisados y monitoreados por la Junta Directiva a través de las rendiciones de cuentas.

Los miembros de la Junta Directiva son diez (10): un (1) presidente, dos (2) vicepresidentes, cuatro (4) directores internos y tres (3) directores externos. La Junta Directiva es designada mediante decreto por el Presidente de Venezuela por un término inicial de dos años, el cual puede ser extendido indefinidamente hasta que se designe una nueva Junta Directiva.

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Al 31 de diciembre de 2007, la Junta Directiva estaba integrada por las siguientes personas:

Nombre Posición Fecha de Designación

Rafael Ramírez Carreño Presidente 2004 Asdrúbal Chávez Vicepresidente 2007 Luis Vierma Vicepresidente 2005 Eudomario Carruyo Director Interno 2005 Jesús Villanueva Director Interno 2005 Déster Rodríguez Director Interno 2003 Eulogio del Pino Director Interno 2005 Iván Orellana Director Externo 2005 Bernard Mommer Director Externo 2005 Carlos Martínez Mendoza Director Externo 2005

Información sobre los miembros que integran la Junta Directiva de PDVSA: Rafael Ramírez Carreño, Ministro del Poder Popular para la Energía y Petróleo y Presidente de PDVSA Rafael Ramírez Carreño es Ingeniero Mecánico graduado en la Universidad de Los Andes en 1989, con una maestría en Estudios Energéticos de la Universidad Central de Venezuela. Inició su actividad profesional en la industria petrolera con INTEVEP, filial de investigación y desarrollo de PDVSA, donde fue inicialmente asignado para trabajar en el manejo de crudos extrapesados en la Faja Petrolífera del Orinoco. Otras asignaciones y cargos posteriores en otras filiales lo dotaron de una amplia experiencia en el desarrollo, coordinación y gerencia de proyectos de ingeniería y construcción. Su trabajo en Estados Unidos de América incluye el desarrollo del Proyecto de Mejoramiento y Expansión de la Refinería de Cardón, y el Proyecto de Gas Natural Licuado en Nigeria y Francia. Ramírez fue presidente fundador del Ente Nacional del Gas (Enagas), organismo encargado de la reestructuración del plan nacional del gas y responsable del diseño, desarrollo y promoción de la política del Estado para este sector. En febrero de 2002 fue designado Director Externo de PDVSA, y en julio de ese mismo año, fue designado por el Presidente de Venezuela, Hugo Chávez Frías, como Ministro de Energía y Minas. El 20 de noviembre de 2004, bajo el decreto presidencial número 3.264, fue designado Presidente de PDVSA, posición que mantiene actualmente; simultáneamente con el cargo de Ministro del Poder Popular para la Energía y Petróleo. Asdrúbal Chávez, Vicepresidente de PDVSA Asdrúbal Chávez es Ingeniero Químico graduado en la Universidad de Los Andes en 1979. En ese mismo año comenzó su carrera en la industria petrolera en la Refinería El Palito de PDVSA, como ingeniero de arranque del Proyecto de Expansión de la Refinería El Palito (PAEX), el proyecto de expansión más grande de dicha refinería. Ocupó diferentes posiciones en las áreas de servicios industriales, destilación y especialidades, conversión y tratamiento, movimiento de crudo y productos, programación y economía e ingeniería de procesos. En 1989 fue asignado a Universal Oil Products (UOP) en Estados Unidos de América. En 1990 fue nombrado jefe del proyecto de expansión de las unidades de crudo y destilación al vacío de la Refinería El Palito. De 1995 a 1999, ocupó diferentes posiciones supervisoras y gerenciales. En el año 2000 PDVSA lo asignó, temporalmente, al Ministerio de Producción y Comercio para asistir en la reestructuración del Ministerio y luego en el proceso de la Constituyente Económica de Venezuela. En 2001 fue asignado a BITOR, una filial de PDVSA, como Gerente de Recursos Humanos y coordinó al equipo que trabajó en la reestructuración del proyecto de expansión de la empresa. En 2002 fue nombrado asistente a la Junta Directiva de BITOR y en enero de 2003

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asumió las funciones como Gerente General de la Refinería El Palito. En agosto de 2003, fue nombrado Director Ejecutivo de Recursos Humanos en PDVSA y sirvió como líder del equipo que negoció el Contrato Colectivo de Trabajo en los años 2004-2006. En marzo de 2004, fue nombrado Director Ejecutivo de Comercio y Suministro. En enero de 2005, es juramentado como Director de PDVSA, responsable de Comercio y Suministro de PDVSA y Presidente de PDV Marina y BITOR, Filiales de PDVSA, y Director de CITGO Petroleum Corporation, una filial de PDVSA con base en Houston, EE.UU. En mayo del 2007, fue designado como Vicepresidente de Refinación, Comercio y Suministro de PDVSA y Presidente de la Filial PDV Caribe, S.A. Luis Vierma, Vicepresidente de PDVSA Luis Vierma es Licenciado en Química, egresado de la Universidad Central de Venezuela en 1979. Obtuvo su maestría en Geología (Geoquímica de Petróleo) en 1984 en la Universidad de Indiana, en Bloomington. Entre 1975 y 1978 fue profesor de química en el Departamento de Química de la Universidad Central de Venezuela. Ingresó a la industria en 1978, como geoquímico de exploración en el centro de investigación y desarrollo de PDVSA (INTEVEP); más tarde fue nombrado jefe del Laboratorio de Geoquímica Orgánica, donde fue líder de proyectos de exploración de hidrocarburos y luego Jefe de la Unidad de Química Inorgánica. En 1993 fue nombrado Gerente de Recuperación Mejorada de Crudos con Microorgánicos, según acuerdo entre el Ministerio de Energía y Minas de Venezuela y el Departamento de Energía de Estados Unidos de América (DOE). En 1995 fue nombrado jefe de la Sección de Geoquímica Orgánica y en 1997 ocupó el cargo de Jefe de la Sección de Geología. En 1998 pasó a ser líder del Proyecto Bosque-Bucare para implementar la estrategia de esfuerzo compartido de productividad. En 1999 fue Gerente de Negocios de Exploración, y en el año 2000 fue nombrado Director de la Oficina de Políticas y Planes del Viceministerio de Hidrocarburos, en el Ministerio de Energía y Minas (ahora Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo). A comienzos de 2003, fue juramentado como Director General de Hidrocarburos y como Director Externo de PDVSA en marzo del mismo año; más tarde, Presidente de CVP, Vicepresidente de PDVSA GAS, y miembro del Directorio de CITGO. En enero de 2005, fue nombrado Vicepresidente de Exploración y Producción de PDVSA. Eudomario Carruyo, Director de PDVSA Eudomario Carruyo recibió el título de Licenciado en Contaduría Pública de la Universidad del Zulia en 1972. Durante el año 1992 estuvo en una asignación en calidad de entrenamiento en el Chase Manhattan Bank en New York. Ha realizado diversos cursos de especialización y postgrado en las áreas de Finanzas y Gerencia, en la Universidad de Columbia, en New York, y en la Universidad de Michigan, en Ann Arbor. Tiene 40 años de experiencia en la industria petrolera y petroquímica nacional. Inició su carrera en 1964, en la Corporación Venezolana del Petróleo (CVP) y, después de la nacionalización de la industria petrolera venezolana en 1976 y la creación de PDVSA, continuó en Corpoven, filial de PDVSA, donde trabajó hasta el año 1997 ejerciendo los cargos de: Gerente Corporativo de Tesorería, Gerente Corporativo de Contraloría, Gerente Corporativo de Presupuesto y Evaluaciones Económicas, Gerente Corporativo de Costos, Gerente de Finanzas de la División Occidente, Gerente de Finanzas del área de San Tomé y Gerente de Finanzas de la Refinería El Palito. En 1992 fue transferido a PALMAVEN, filial de PDVSA en la cual trabajó durante 5 años y medio (1992-1997) como Gerente de Finanzas y posteriormente como Director de dicha filial. Desde abril del año 2000, se desempeñó como Comisario Mercantil de PDVSA hasta diciembre de 2002 (primero como adjunto y luego como principal). En enero de 2003, fue designado Director Ejecutivo de Finanzas de PDVSA. En julio de 2003, fue nombrado Director de PEQUIVEN, coordinando el cierre del ejercicio económico del año fiscal de 2002 de PDVSA y sus filiales, y la elaboración de los informes financieros operacionales para uso interno y para la Securities and Exchange Commission (SEC). Conjuntamente con sus responsabilidades en PEQUIVEN, fue Director de las siguientes filiales de dicha empresa: Fertinitro, Monómeros Colombo-Venezolanos, Metor International, Produven, Super Octanos, Supermetanol, Tripoliven, Clorozulia, Coramer,

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Olefinas del Zulia, Polinter, Propilven, Pralca, Produsal, Servifertil, International Petrochemical Holding LTD (IPHL) e International Petrochemical Sales Limited (IPSL). En enero de 2005, fue nombrado Director de PDVSA, desempeñándose además como Director de CITGO Petroleum Corporation; Director de PDVSA Petróleo, S.A., Director de DELTAVEN, S.A., Vicepresidente de INTERVEN, S.A., Vicepresidente de PDV Marina, S.A., Presidente de PDVSA Finance, Presidente de PDV Insurance, Director de PDV Holding y de Refinería Isla (Curazao), S.A. Jesús Villanueva, Director de PDVSA Jesús Villanueva es Licenciado en Contaduría Pública graduado en la Universidad de Oriente en el año 1976 con Maestría en Economía y Administración de Hidrocarburos de la Universidad Central de Venezuela en 1988. A partir del año 1974 inició sus actividades profesionales en la firma Espiñeira, Sheldon y Asociados (PriceWaterhouseCoopers). Se incorporó a la industria petrolera en 1982 en Meneven, filial de PDVSA. Durante su trayectoria profesional ha ejercido diversos cargos supervisorios y gerenciales en San Tomé, Anaco, Puerto La Cruz y Caracas, en las funciones de Auditoría y Finanzas en Meneven y Corpoven. En el año 1999 fue designado como Auditor General de PDVSA y, en febrero de 2002, fue incorporado como Director Principal de PDVSA; más tarde regresó a su posición anterior como Auditor General. En enero de 2005, fue nombrado Director de PDVSA. Ha sido certificado, internacionalmente, como Auditor Interno por el Instituto de Auditores Internos (1999) y como Examinador de Fraudes (2004).

Déster Rodríguez, Director de PDVSA Déster Rodríguez es General del Ejército venezolano con Licenciatura en Ciencias y Artes de la Academia Militar de Venezuela. Realizó estudios de Ingeniería de Sistemas en la Universidad Experimental de la Fuerza Armada. En 1997 fue nombrado Jefe de Personal de la Escuela de Ingeniería Militar del Ejército. En 1998 fue nombrado Jefe de la División de Registro y Control de Personal del Ejército. En 1999 fue designado Director General de la Oficina Ministerial de Información Tecnológica del Ministerio de Educación, Cultura y Deportes, función que desempeñó conjuntamente con la Presidencia de la Fundación Bolivariana de Informática y Telemática (Fundación Bolivariana de IT y Telecomunicaciones), la cual asumió en 2001. En diciembre de 2002, fue designado miembro del Comité de Reestructuración de PDVSA. En marzo de 2003, fue nombrado Director de PDVSA, simultáneamente, como director de CITGO Petroleum Corporation, Vicepresidente de la Refinería Isla, miembro de la Junta Directiva de PDV Holding y Presidente del Centro Internacional de Educación y Desarrollo (CIED) y COMMERCHAMP. En enero de 2005, fue nombrado presidente de PALMAVEN.

Eulogio Del Pino, Director de PDVSA Eulogio Del Pino es Ingeniero Geofísico, graduado en la Universidad Central de Venezuela en 1979, con maestría en exploración de petróleo en la Universidad de Stanford en 1985. En 1979 inició su carrera en la industria petrolera venezolana en INTEVEP, filial de investigación y desarrollo de PDVSA, desempeñándose en diferentes posiciones técnicas y supervisorías hasta 1990, cuando ocupó el cargo de Gerente Técnico para Latinoamérica en la empresa Western Atlas. En 1991 regresó a PDVSA donde asumió diferentes posiciones gerenciales en la empresa Corpoven. En 1997 fue nombrado Gerente de Exploración y Delineación de PDVSA donde coordinó el programa de Exploración Costa Afuera en la Plataforma Deltana en el año 2001. En el año 2003, fue designado Gerente General de las Asociaciones Estratégicas en la Corporación Venezolana del Petróleo, filial de PDVSA. En 2005 fue nombrado Director de PDVSA y Presidente de CVP. Del Pino ha sido elegido Presidente y Vicepresidente de la Asociación de Ingenieros Geofísicos de Venezuela (1990-1994), Vicepresidente de la Sociedad Americana de Geofísicos (1996-1997) y, fue Fundador y Coordinador del Sindicato Latinoamericano de Geofísicos. Fue profesor tanto a niveles de pregrado como de postgrado en la Universidad Central de Venezuela y en la Universidad Simón Bolívar, en Caracas.

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Iván Orellana, Director de PDVSA Iván Orellana es Ingeniero Químico, graduado en 1975 en la Universidad Simón Bolívar, Caracas, Venezuela, con Postgrado de Maestría en Administración de Empresas, mención Planificación Estratégica del Henley Management College (Reino Unido) y Postgrados de especialización en Gerencia y Economía de los Recursos de Hidrocarburos, y en Logística de Suministro y Comercialización de Petróleo y Gas Natural del College of Petroleum Studies en Oxford (Reino Unido). Así mismo, se ha especializado en Derecho Internacional Privado y Derecho Económico Regulatorio en la Universidad de Salamanca, España. Desde hace 30 años trabaja en Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), donde ha desarrollado su carrera profesional, ocupando diversas posiciones gerenciales en las áreas de Gas y Planificación. En enero 2005 fue juramentado por el Presidente de la República Bolivariana de Venezuela, como Director Externo de PDVSA y en febrero 2006 fue nombrado Director Externo de la filial PEQUIVEN, cargos que ocupa en la actualidad. Dentro de sus responsabilidades, y por disposición nuevamente del Ciudadano Presidente de la República, fue designado (Ad honorem) desde el año 2003, Gobernador de Venezuela ante la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y Asistente Ejecutivo del Ministro del Poder Popular para la Energía y Petróleo, con rango de Director General. En el año 2005 fue nombrado también Director de la Oficina de Relaciones Internacionales del MENPET, y posteriormente en el 2006, Director General de la Oficina de Planificación Estratégica del mismo Ministerio, cargos que desempeña en la actualidad. En junio 2004 fue nombrado Director General de Hidrocarburos del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, cargo que ocupó por el lapso de 1 año. Igualmente, y durante el año 2004, ejerció el cargo de Presidente de la Junta de Gobernadores de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Es Miembro Principal activo de la Comisión Ejecutiva del Foro Internacional de la Energía. Igualmente se ha desempeñado como Representante Técnico Nacional de Venezuela ante la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y ante el Foro de los Países Exportadores de Gas (GECF). Ha publicado numerosos artículos en la prensa local, en materia de regulación económica de monopolios, de gas y de electricidad. Bernard Mommer, Director de PDVSA Bernard Mommer tiene Maestría en Matemáticas y Doctorado en Ciencias Sociales de la Universidad de Tübingen, Alemania. Ha sido profesor e investigador, por muchos años, en diversas universidades venezolanas. Desde 1991 hasta 1995 ocupó la posición de Asesor Mayor de la Coordinación de Planificación de Petróleos de Venezuela y de la Coordinación de Planificación Estratégica. Desde 1995 hasta 2001 fue investigador principal asociado del Oxford Institute for Energy Studies en St. Antony’s College, Oxford. También fue asesor del Ministro Venezolano de Energía y Petróleo desde 1999 hasta 2000, y consultor del Secretario General de la OPEP en Viena durante el año 2002. Previo a su nombramiento como Director en PDV UK con sede en Londres se desempeñaba como Asesor del Presidente de PDVSA. Sus publicaciones incluyen: “Die Ölfrage” [La cuestión petrolera] (1983: Institut für Internationale Agelegenheiten der Universität Hamburg, Nomos Verlagsgesellschaft Baden-Baden); “El petróleo en el pensamiento económico venezolano–Un ensayo (Co-autor Asdrúbal Baptista, prólogo de Arturo Uslar Pietri. Ediciones IESA, Caracas, 1987); y “The New Governance of Venezuelan Oil” [El Nuevo Gobierno del Petróleo Venezolano] (1998: Oxford Institute for Energy Studies), “Global Oil and the Nation State” [Petróleo global y estado nacional] (publicado por Oxford University Press, a nombre del Oxford Institute for Energy Studies, en 2002). En 2004, el Ministerio de Energía y Petróleo publicó su libro “El Mito de la Orimulsión®”. En 2005 fue nombrado Director de PDVSA y Viceministro de Hidrocarburos. Carlos Martínez Mendoza, Director de PDVSA Carlos Martínez Mendoza es General del Ejército venezolano; Licenciado en Ciencias y Artes Militares, egresado de la Academia Militar de Venezuela en 1975, como miembro integrante de

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la Promoción “Simón Bolívar II”. Pertenece a la rama de infantería del ejército venezolano. Además realizó estudios de Comando y Estado Mayor en la “Escuela Superior de Guerra del Ejército” en Argentina en el año 1990. Tiene una Maestría en Seguridad y Defensa Nacional. Cursó estudios de postgrado en Planificación Estratégica y Administración; así como en Gerencia de Recursos para la Defensa en el Centro de Estudios Hemisféricos para la Defensa (EE.UU.). Ha ocupado posiciones complementarias a su rango militar; Secretario del Consejo de Defensa de la Nación y Director del Despacho de la Presidencia de Venezuela. Actualmente también ejerce la presidencia de la Corporación de Desarrollo de la Región Zuliana (Corpozulia) y Carbozulia. Es Vicepresidente del Banco de Inversión de Venezuela Sofioccidente. En el año 2005, fue nombrado Director externo de PDVSA. c. Comité de Auditoría El Comité de Auditoría de PDVSA asiste a la Junta Directiva en el cumplimiento de sus responsabilidades, en cuanto a vigilar la calidad y suficiencia del Sistema de Control Interno de los negocios nacionales e internacionales de la Corporación. El Comité cumple su función básica a través del conocimiento, evaluación y seguimiento de la información sobre los resultados de las auditorias internas y externas, en relación con la calidad y adecuación de la información financiera corporativa. Para poder cumplir apropiadamente con las responsabilidades asignadas por la Junta Directiva de PDVSA, el Comité de Auditoría tiene la autoridad para ordenar la investigación de cualquier materia relacionada con su ámbito de competencia. El Comité de Auditoría podrá usar los servicios de la Dirección de Auditoría Interna Corporativa, de los auditores externos, de consultores independientes, o de otros recursos internos o externos para adelantar los estudios o investigaciones requeridas. Los miembros del Comité de Auditoría y su secretario son designados por la Junta Directiva de PDVSA. La Presidencia del Comité es ejercida por el Presidente de PDVSA, quien es responsable por la dirección, orientación y jerarquización de los asuntos que trata el Comité. El Director de Auditoría Fiscal y el Comisario Principal de PDVSA son invitados permanentes a las reuniones del Comité de Auditoría. Actividades y responsabilidades:

• Vigilar la calidad y suficiencia del sistema de control interno en los negocios nacionales e internacionales de PDVSA.

• Recomendar a la Junta Directiva los cursos de acción sobre las áreas de mayor atención en la materia de competencia del Comité de Auditoría.

• Aprobar políticas y normas de auditoría interna en la Corporación. • Asegurar en la empresa la preservación de la independencia y objetividad de la función

de Auditoría Interna Corporativa. • Revisar con el Auditor Externo Principal su opinión sobre los estados financieros de la

empresa, sobre la calidad del sistema de control interno, las áreas de mayor riesgo y la integridad de los informes financieros y de gestión.

d. Control Interno

PDVSA cumpliendo con su objeto social bajo la administración y atribuciones de su Junta Directiva, según sus estatutos, ejecutó sus operaciones en el año 2007, estableciendo y manteniendo un adecuado control, supervisión de las actividades de PDVSA y sus filiales con base a conceptos y principios generalmente aceptados, en concordancia a las leyes y normas

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aplicables, en especial la Ley Orgánica de Contraloría General de la República y otras leyes asociadas. En este sentido, se destaca que el Sistema de Control Interno incorporado en la infraestructura funcional de PDVSA, está conformado por entes u organizaciones validadoras y evaluadoras internas y externas (MENPET, Comisario, Auditores Externos y Contraloría General de la República Bolivariana de Venezuela). Internamente está constituido por un conjunto de políticas, normas y procedimientos, formalmente dictadas y orientadas al funcionamiento coordinado de este proceso, reforzada mediante una mayor participación de las direcciones, gerencias, organizaciones corporativas, y sus interrelaciones con los entes que conforman el Sistema de Control Interno de PDVSA, como son, los comités delegados auxiliares de la Junta Directiva de PDVSA, tales como: Comité de (Operaciones EyP, Refinación, Gas, Faja Petrolífera del Orinoco y Empresas Mixtas, de Planificación, Proyectos y Negocios, de Auditoria, Finanzas, de Recursos Humanos, de Desarrollo Social, de Donaciones y Liberalidades y Comisiones de Licitaciones), las organizaciones de Auditoria Interna, Auditoria Fiscal, Prevención y Control de Pérdidas, Recursos Humanos, Finanzas, Ambiente e Higiene Ocupacional, Seguridad Industrial, y personal en general de PDVSA. La sinergia entre los entes validadores favoreció la mejora del proceso de Control Interno Corporativo y el logro razonable de los objetivos de negocio, principalmente a través de la protección del patrimonio, la eficiencia y eficacia de las operaciones, confiabilidad de la data/información relacionada con las operaciones financieras efectuadas, las cuales se reflejan en la elaboración y publicación de sus estados financieros. Adicionalmente, en función del dinamismo operacional, con base en la nueva responsabilidad social, y en el marco político de Plena Soberanía Petrolera, PDVSA actualmente avanza en el Proyecto de Mejoramiento del Sistema de Control Interno (MSCI) que tiene como objetivo maximizar la transparencia y eficiencia en los controles internos asociados a los procesos financieros y administrativos de mayor impacto en los estados financieros consolidados de la corporación, considerando:

• Fortalecer el Sistema de Control Interno para asegurar en forma razonable la exactitud de la información utilizada en la elaboración de los estados financieros, mediante la documentación y evaluación de los riesgos y controles de los procesos claves relacionados.

• Promover la implantación de procedimientos y soluciones, para remediar las brechas de control y mitigar los riesgos críticos asociados con la información de los procesos de negocio, que permitan mejorar la confiabilidad de los reportes financieros.

• Evaluar la efectividad operacional en los controles internos y beneficiar a la Corporación.

• Afianzar la imagen como corporación generadora de información financiera confiable.

• Generar una base de procesos sólidos en términos de control interno fortaleciendo la

segregación de funciones.

• Disponibilidad de un ambiente compartido con esquema de procesos diagramados, mapas y matrices de riesgos que incluyen controles identificados y validados con los dueños de procesos.

• Formación de personal propio en metodología de análisis y evaluaciones de riesgos y

controles.

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• Facilitar el adiestramiento del nuevo personal. 4. Recursos Humanos

Para el 31 de diciembre de 2007, la cantidad acumulada pagada por PDVSA como compensación a sus directores de la junta directiva por los servicios prestados fue aproximadamente 2,5 MILLONES DE DÓLARES. A continuación se detalla el número de empleados de PDVSA en los últimos seis (6) años: Tabla Número de Empleados

2007 2006 2005 2004 2003 2002

Venezuela 56.769 47.433 43.807 33.281 28.841 40.133Exterior 5.140 5.383 5.373 5.238 5.157 5.550 Total Empleados 61.909 52.816 49.180 38.519 33.998 45.683

Contratistas 15.383 15.290 10.498 25.930 38.998 22.967

Para el año 2007 el incremento de personal obedeció principalmente al impulso del Plan Siembra Petrolera. En octubre de 2007 se firmó el Contrato Colectivo de Trabajadores Petroleros 2007 – 2009 abarcando aproximadamente 67.900 trabajadores que incluye al personal de las actuales Empresas Mixtas, antiguos Convenios Operativos. En este sentido, es de resaltar que la negociación y firma de este Contrato Colectivo se realizó con la Federación Unitaria de Trabajadores del Petróleo, del Gas, sus similares y derivados de Venezuela (FUTPV), la cual engloba la mayoría de los sindicatos haciendo justicia social a los trabajadores amparados por el Contrato Colectivo y Petrolero. Con este contrato se logra, además de mantener la paz laboral, mejoras substanciales en los beneficios sociales de los trabajadores, permitiendo el inicio de la unificación de los sindicatos en una Federación Única de Trabajadores Petroleros, y mejoras en las condiciones del personal jubilado. Buscando la democratización en la contratación del recurso humano se desarrolló la solución automatizada llamada Sistema de Democratización de Oportunidades de Empleo (DOSE) www.dose.gob.ve, en el cual se han registrado al cierre del 2007, aproximadamente 45.000 aspirantes entre profesionales y técnicos. Se coordinó el proceso de ingreso en el Plan Especial de Nacionalización de Taladros, logrando el ingreso de 1.700 trabajadores. Adicionalmente, ingresaron 1.648 trabajadores mayores de 45 años de edad. Asimismo, se eliminaron las contrataciones de servicios de personal a través de terceros, figura jurídica que representaba una usurpación de la contratación de la labor directa por parte de PDVSA. En este sentido, se suspendieron las contrataciones por honorarios profesionales. Se le prestó apoyo a las Empresas Mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco en la carga masiva de 4.980 trabajadores en el Sistema de Información y Control de Contratistas (SICC). Con el fin de afianzar el conocimiento y cierre de brecha en las áreas medulares de la Corporación, se firmaron convenios académicos con las siguientes universidades: Universidad Marítima del Caribe, Universidad Bolivariana de Venezuela, Universidad Nacional Experimental

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de las Fuerzas Armadas (UNEFA) y Universidad Simón Rodríguez. Así como también, acuerdo de cooperación con la empresa Petroleum Corporation of Jamaica, y contratación de servicios profesionales con la Universidad West Indies de Jamaica y Barbados para el desarrollo de programas de inglés para los trabajadores de PDVSA. En los centros de producción, PDVSA incorporó a 928 aprendices del Instituto Nacional de Cooperación Educativa (INCE), 4.439 pasantes y tesistas; y se otorgaron 73 becas de formación profesional (cuarto y quinto nivel) en el exterior. Se asesoró y coordinó en el diseño de la estructura organizacional y nuevos procesos de la Corporación Eléctrica Nacional, S.A, conjuntamente con CADAFE, ELECTRICIDAD DE CARACAS, ELEVAL, ENELVEN, ENELBAR, EDELCA, ENELCO, SENECA y PROCEDATOS, cumpliendo así con el decreto de reorganización del sector eléctrico nacional, emanado de la Presidencia de la República, signado con el N° 5.330, de fecha 31 de julio de 2007. Por otra parte, se asesoró y coordinó en el diseño de las nuevas filiales como PDVSA América, PDVSA Gas Comunal, PDVSA Agrícola, PDVSA Servicios, PDVSA Industrial, PDVSA Ingeniería y Construcción, las cuales contribuirán al fortalecimiento de las relaciones entre el Estado y los consejos comunales para conformar las redes sociales de producción, a través de la promoción de las Empresas de Producción Social (EPS) y Empresas Mixtas como formas de asociación idóneas para el desarrollo productivo de Venezuela. Recursos Humanos / Salud Se recuperó el Hospital Coromoto en Maracaibo, estado Zulia, y se abrieron 35 clínicas industriales y 3 hospitales de PDVSA a nivel nacional para el uso de las comunidades, contribuyendo así a la integración con las comunidades. Se llevaron a cabo convenios para el fortalecimiento del Sistema del Plan Nacional de Salud con el objeto de ampliar el espectro y áreas especializadas de atención médica, disminuyendo los costos de inversión en el marco de los acuerdos y convenios con gobiernos e instituciones amigas tales como: Hospital Militar, para la atención de pacientes en áreas especializadas; Fuerza Aérea Venezolana, para traslado de pacientes críticos en aeroambulancia; Hospital Universitario de Caracas y Fundación Otológica de Venezuela, para el manejo del programa de Implantes Cocleares; Hospital Italiano en Argentina y Hospital de Niños de Caracas JMR, para la atención de niños y niñas con menos de 25kg de peso, con indicación de trasplante hepático; Fundación para Transplante de Medula Ósea Maracaibo, con diferentes Hospitales en Italia, Cuba y Venezuela, para la adquisición y asesoría en el manejo y uso de medicamentos y equipos médicos. Se fortalecieron los programas de infraestructuras y equipamiento en salud en las regiones de occidente y oriente, con el objeto de brindar una mejor atención en el área de la salud e incrementando la atención médica en los centros de salud propios de PDVSA e incorporando a las comunidades al beneficio que brinda la industria. En coordinación con el MENPET se logró alcanzar la cifra de 28.800 niños atendidos por programas recreativos, planes vacacionales y deportivos, reduciendo los costos asociados al hacerlos por esta vía. Se incorporaron 15.505 personas entre niños, trabajadores y miembros de la comunidad en las diversas actividades recreativas, deportivas y culturales a nivel nacional, contribuyendo así a elevar el desarrollo físico, mental y espiritual del pueblo venezolano.

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III.Plan Estratégico El 18 de agosto de 2005 se presentó al país el Plan Siembra Petrolera (PSP) el cual está alineado con la política petrolera definida por el Estado. En este Plan se establecen las directrices de la política petrolera hasta el 2030, las cuales se indican a continuación: • Apalancar el desarrollo socioeconómico nacional con la finalidad de construir un nuevo

modelo de desarrollo económico más justo, equilibrado y sustentable para combatir la pobreza y la exclusión social.

• Impulsar el proceso de integración energética de América Latina y el Caribe. • Servir de instrumento geopolítico para propiciar la creación de un sistema pluripolar que

beneficie a los países en vías de desarrollo, y a su vez, constituya un contrapeso al sistema unipolar actual.

• Defender la cohesión y articulación de la política petrolera de la OPEP. Dentro de este contexto, y en el marco de los lineamientos del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, se inscribe la estrategia general de la empresa: buscar la máxima valorización de los recursos naturales no renovables y agotables mediante la obtención de precios justos y razonables en beneficio del pueblo soberano, con una distribución justa, eficiente y equilibrada de la riqueza petrolera para contribuir a la erradicación de la pobreza y la exclusión social. En línea con esta estrategia, PDVSA cuenta con las siguientes iniciativas: • Búsqueda y desarrollo de crudos livianos y medianos. • Desarrollo integral de la Faja Petrolífera del Orinoco. • Aceleración de la explotación del gas natural en tierra y Costa Afuera. • Integración del sistema de refinación nacional e internacional. • Creación de los distritos sociales, fomento de Empresas de Producción Social (EPS) y

desarrollo de núcleos de desarrollo endógeno. • Apalancamiento de la política social del Estado y aporte al Fondo de Desarrollo Económico y

Social (FONDEN). En el ámbito geopolítico y de comercio internacional, la estrategia internacional de PDVSA contempla: • Mantener la presencia en los mercados energéticos tradicionales. • Diversificar los mercados mediante la penetración de mercados emergentes como China e

India; así como también, buscar un posicionamiento de mercado en Europa y Asia, bajo un criterio de permanencia en contraste con ser un proveedor puntual o esporádico.

• Fortalecer los lazos de cooperación energética, económica y técnica con países del Medio Oriente y Europa Oriental, bajo los principios de solidaridad, justicia y complementariedad.

• Ser brazo ejecutor de la estrategia geopolítica de integración energética de Latinoamérica y el Caribe.

• Contribuir, a través del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, al apuntalamiento de la OPEP como organización soberana que persigue el logro de la estabilidad del mercado petrolero internacional y la remuneración justa por sus recursos.

A través del Plan Siembra Petrolera, PDVSA proyecta su visión del desarrollo integral del país, persigue fortalecer las capacidades, potenciar la soberanía tecnológica e impulsar nuestro sector industrial. Paralelamente se plantea apoyar la desconcentración poblacional y dinamizar tanto la economía nacional como la local en las zonas donde se desarrollan los proyectos, con miras a construir un orden socioeconómico más justo y equilibrado. Es importante señalar que, desde el anuncio del PSP 2006 - 2012, en agosto del año 2005 por parte del Presidente de la República, han venido sucediendo cambios en el entorno nacional,

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regional e internacional. La demanda de energía sigue en aumento, especialmente en los países en desarrollo del sureste asiático, los precios del crudo marcador WTI han superado la barrera de los 100 dólares por barril con expectativas de que continúen con esa tendencia; además, han surgido nuevos proyectos en el marco de la integración energética regional y han variado algunas premisas sociales, operacionales y financieras. Asimismo, durante estos dos últimos años, han surgido un sin número de experiencias y lecciones aprendidas, que muestran la necesidad de ajustar el PSP a las nuevas realidades. En ese sentido y considerando que la naturaleza de los proyectos del sector energético son de largo plazo, la Junta Directiva de Petróleos de Venezuela, S.A. ha decidido revisar y ajustar los pronósticos de demanda y precio del crudo, revisar la cartera de proyectos del Plan, y jerarquizar la cartera de proyectos considerando la demanda y oferta de recursos técnicos, financieros y de personal. Por lo tanto, el nuevo Plan Siembra Petrolera está en elaboración y el mismo será anunciado oportunamente durante el año 2008. Adicionalmente, la Junta Directiva de Petróleos de Venezuela, S.A. decidió la concepción de un Plan Operativo de PDVSA y la creación de un Comité de Volumetría, que permitan el monitoreo y control de los proyectos y actividades necesarias para asegurar el cumplimiento de las metas establecidas en el Plan. 1. Ejes del Plan Siembra Petrolera En la conceptualización y formulación del Plan Siembra Petrolera se establecieron siete (7) ejes de desarrollo petrolero y gasífero nacional, en los cuales están contenidos los principales proyectos del plan. a. Certificación de la Faja Petrolífera del Orinoco (Proyecto Magna Reserva) De acuerdo con el Oficio Nº 1.036 de junio de 2005, el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo asignó a CVP el Proyecto Magna Reserva para cuantificar y certificar las reservas de la Faja Petrolífera del Orinoco. El lineamiento estratégico establecido, persigue el propósito de convertir a la Faja Petrolífera del Orinoco en un eje impulsor del desarrollo económico, social, industrial, tecnológico y sustentable del país, mediante la valorización y desarrollo óptimo de sus recursos de hidrocarburos, dentro del marco legal vigente y el plan de desarrollo de la nación. Para acometer la cuantificación y certificación de las reservas, se dividió la Faja Petrolífera del Orinoco en cuatro grandes áreas: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo; y éstas, a su vez, en veintiocho (28) bloques (excluyendo el área de las Empresas Mixtas, antiguas asociaciones, y Bitor-Sinovensa), de los cuales, dieciséis (16) bloques serán cuantificados y certificados en un esfuerzo compartido entre CVP y dieciocho (18) empresas estatales y privadas de quince (15) países distintos, que han suscrito acuerdos de entendimiento con PDVSA para dicho propósito. Se plantea llegar a certificar al menos 235 MMMBls de crudo pesado.

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Es importante señalar que el Petróleo Original en Sitio (POES) cuantificado en la Faja Petrolífera del Orinoco, alcanza un volumen de 1.360 MMMBls de crudo de los cuales, el país sólo reportaba 40 MMMBls como reservas probadas que representa escasamente 3%. El objetivo del Proyecto Magna Reserva, que lleva a cabo CVP, es lograr cuantificar y oficializar al menos 17% del POES como reservas probadas, basado en la revisión integral de toda el área de la Faja Petrolífera del Orinoco y de la aplicación de tecnologías de punta que mejoren el factor de recobro. Desde que comenzó el proyecto en el año 2005, hasta el cierre del año 2007, se han cuantificado y oficializado por el MENPET 20 MMMBls de crudo pesado de los 235 MMMBls que considera el proyecto; es decir, hasta el año 2007 se ha alcanzado más de un 9% de la meta total, que se estima alcanzar a finales del año 2009. b. Expansión de Proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco Consiste en el desarrollo integral de la región norte del Orinoco en forma armónica con la infraestructura social para contribuir a la desconcentración del territorio nacional. La Faja Petrolífera del Orinoco una vez cuantificada y certificada sus reservas, se convertirá en el eje impulsor de desarrollo sustentable desde el punto de vista social, industrial, económico y tecnológico del país. Para hacer realidad este objetivo el Estado ejecutará un plan maestro de desarrollo sustentable que prevea el estímulo de proyectos no asociados a la producción de hidrocarburos. El plan considera el desarrollo de tres módulos para la producción de 615 MBD de crudo mejorado con la participación de terceros y además se construirán dos (2) ciudades alrededor del complejo de procesamiento de crudos pesados para fomentar el proceso de desconcentración poblacional. Se espera así dinamizar la economía de la región, generar empleo y contribuir a la desconcentración poblacional del país en la zona norte-costera. De esta manera, la Faja Petrolífera del Orinoco se convertirá en eje impulsor de desarrollo endógeno. c. Producción en Áreas Tradicionales Comprende el conjunto de proyectos en materia de exploración y producción requeridos para incrementar la producción hasta 5,8 MMBD para el año 2012, siguiendo la política de conservación de yacimientos emanadas por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, el desarrollo de planes para el reemplazo de reservas y las inversiones para aumentar los factores de recobro comprende las técnicas de gerencia de yacimientos, optimización de infraestructura y desarrollo armónico con el sector industrial y el ambiente.

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Adicionalmente, y en línea con la estrategia para el desarrollo de los crudos de la Faja Petrolífera del Orinoco, se considera la incorporación de reservas de 1.495 MMBLs de crudos condensados, livianos y medianos durante el período 2008-2012. d. Desarrollo de Gas Costa Afuera Persigue como objetivo el desarrollo industrial integral de los yacimientos de gas Costa Afuera en el oriente del país (Plataforma Deltana, con una producción planificada de 1.470 MMPCD y Mariscal Sucre con 1.200 MMPCD) y en el occidente (Rafael Urdaneta, con una producción esperada de 1.000 MMPCD). Con estos proyectos se persigue balancear la matriz energética venezolana e impulsar la integración energética regional, que incluye el suministro de gas a los países de Latinoamérica, del Caribe y la Cuenca Atlántica, así como también el aprovechamiento del potencial industrial de la región. Para el tratamiento y acondicionamiento de este gas de Costa Afuera está en progreso la construcción del Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA) ubicado en el Estado Sucre, que contempla una planta petroquímica, áreas de almacenamiento, muelles y terminales, plantas de licuefacción de gas, así como también un parque industrial. e. Aumentos y Mejoras en Refinación En este eje se busca incrementar la capacidad de procesamiento de crudo venezolano en el país, mediante la creación de nuevos centros de refinación: Cabruta, con capacidad de 400 MBD; Refinería Zulia, con 200 MBD; Batalla de Santa Inés, con 50 MBD; y Caripito con 50 MBD para producción de asfalto. Además, se busca potenciar y optimizar los procesos de las plantas existentes (Centro de Refinación Paraguaná, Puerto La Cruz y El Palito) para aumentar el procesamiento de residuales y obtener mayores destilados medios. Se aspira que estas nuevas capacidades de refinación apalanquen el desarrollo endógeno en las comunidades donde operan y propicien el establecimiento de sinergias con otros países, en los ámbitos energético y socioeconómico. Este plan de expansión y optimización de refinación se integrará con proyectos agroenergéticos para la producción de etanol como aditivo de la gasolina, impactando de manera importante la ocupación del campo y contribuyendo a la consolidación territorial. A escala internacional, se inicio la operación de la reactivación de la Refinería Cienfuegos, en Cuba; la fase de ingeniería básica de la Refinería Pernambuco, en Brasil y la ingeniería básica de la Refinería Kingston en Jamaica. Por otra parte, se hicieron los estudios de pre-visualización para una posible Refinería en Nicaragua. Adicionalmente, se estudia la posibilidad de una (1) Refinería en Ecuador, una (1) en Siria, una (1) en Vietnam y tres (3) en China. f. Comercialización de Crudos y Productos Está orientado a garantizar la seguridad y confiabilidad energética nacional y fortalecer la política petrolera internacional bajo un enfoque soberano, sobre el recurso petrolero, al defenderlo y usarlo como instrumento de geopolítica para impulsar la pluripolaridad, la integración energética regional de América Latina y el Caribe, y la diversificación de mercados; todo esto sin abandonar el abastecimiento de los mercados tradicionales. Para el año 2012, se espera una disponibilidad de crudo para exportación de 3.368 MBD y para refinación 1.847 MBD, para un total de suministro de crudos de 5.215 MBD. Con la producción de las Empresas Mixtas de los ex-convenios de asociación existentes en la Faja Petrolífera del Orinoco de 622 MBD, el suministro nacional de crudo asciende a los 5.837 MBD.

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g. Desarrollo de Infraestructura Tiene como objetivo crear las condiciones para ampliar la capacidad de recolección, almacenamiento y transporte de hidrocarburos a lo largo y ancho de todo el territorio nacional, facilitar la integración regional a través de gasoductos con el Sur, los Andes y el Caribe, y sustituir la infraestructura obsoleta. Adicionalmente, el proyecto contempla el desarrollo de una red de gasificación domiciliaria a fin de garantizar recursos energéticos para el consumo de toda nuestra población. La ampliación de esta infraestructura permitirá una mayor flexibilidad para manejar la expansión de la volumetría prevista en el plan, en términos de crudo, productos y gas natural. 2. Estrategia del Negocio De conformidad con esta orientación estratégica, direccionada a través de los ejes de desarrollo, el Plan Siembra Petrolera contempla los siguientes objetivos de negocio:

• Incrementar la capacidad de producción hasta 5,8 MMBD para el año 2012, de los cuales 4 MMBD corresponderán a gestión directa; 460 MBD a Empresas Mixtas; 622 MBD a Empresas Mixtas de los ex-convenios de asociación de la Faja Petrolifera del Orinoco existentes; 121 MBD a Empresas Mixtas de los ex-esquemas de ganancias compartidas y 615 MBD bajo nuevas Empresas Mixtas en la Faja Petrolífera del Orinoco.

• Elevar la capacidad instalada de refinación hasta 4,1 MMBD. • Exportar un volumen de crudos y productos de 4,7 MMBD. • Aumentar la producción de gas natural a 11.500 MMPCD.

Con la finalidad de alcanzar estos objetivos, las estrategias en cada uno de los negocios principales incluyen lo siguiente: Exploración, producción y mejoramiento

• Incorporar las reservas de crudo liviano y mediano. • Aumentar el factor total de recobro. • Continuar el desarrollo de los proyectos de crudo extrapesado de la Faja Petrolífera del

Orinoco. • Apalancar la tecnología existente para maximizar el retorno de la inversión.

Refinación y mercadeo

• Asegurar el mejoramiento de productos y cumplimiento de normas ambientales en Venezuela y en el exterior.

• Expandir y diversificar nuestros mercados en América Latina, el Caribe, Asia y Europa. • Mejorar la eficiencia de nuestros procesos de refinación y actividades de mercadeo. • Evaluar oportunidades para el desarrollo de productos petroquímicos en nuestras

refinerías y proveer a PEQUIVEN, de manera oportuna, de materias de base y otras materias primas para el desarrollo petroquímico del país.

Gas natural

• Promocionar activamente la participación nacional e internacional del sector privado en la exploración, explotación y procesamiento de reservas de gas no asociado tanto en el interior como en el exterior.

• Mejorar los procesos de distribución con la finalidad de aumentar la cobertura del mercado doméstico nacional e internacional.

• Asegurar nuestra participación en los mercados de líquido del gas natural (LGN).

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La ejecución del Plan Corporativo de PDVSA incluye las siguientes iniciativas: a. Desembolsos por Inversiones Desarrollando estas estrategias de negocios, PDVSA estima que su plan de negocios necesitará, en todo el periodo 2007-2012, aproximadamente 78.116 MILLONES DE DÓLARES para alcanzar una producción sostenible de 5,8 MMBD para el 2012. PDVSA espera proveer cerca de 75% de los fondos requeridos para este plan, y 25% por medio de inversiones de terceros. La siguiente tabla muestra un sumario de los inversiones de capital real enero-diciembre de 2007 y el estimado para el resto del periodo 2008-2012. Tabla Desembolsos por inversiones expresado en MILLONES DE DÓLARES

2008 2009 2010 2011 2012 Total199 323 505 413 284 24 1.748

4.610 4.102 2.387 2.400 2.485 998 16.982 462 1.154 527 467 361 253 3.224 219 1.253 309 388 320 695 3.184 - 68 1.576 4.533 3.542 6.493 16.212 198 336 174 369 380 133 1.590 263 3.910 2.197 2.534 2.201 2.176 13.281

1.122 2.276 3.733 3.834 3.290 1.094 15.349 - - 73 117 126 48 364

3.933 (2) 2.249 (3) - - - - 6.182 11.006 15.671 11.481 15.055 12.989 11.914 78.116

Empresas Mixtas (Ex asociaciones)Nuevas Empresas Mixtas FajaEmpresas Mixtas (Ganancias Compartidas)

Total

GasRefinaciónComercio y SuministroApoyo y Gestíon (Incluye PDVSA Agrícola)

Desembolso por inversiones (Expresado en MMUS$

ExploraciónProducciónEmpresas Mixtas (Ex convenios)

2007 (1)

(1) cifras reales al 31 de diciembre 2007 (2) incluye adquisición de Empresas Eléctricas e inversiones en Proyectos Eléctricos y PDV Marina, entre otros (3) incluye inversiones en PDVSA América, PDV Naval, entre otros PDVSA sigue comprometida con mantener altos estándares de seguridad y salud en el desarrollo de todas sus operaciones. Para alcanzar una integración de tecnología de negocios, efectiva y a tiempo, dentro de sus actividades operacionales, PDVSA se orienta en el desarrollo de una ventaja competitiva sostenible. Continuamente se dota al personal con entrenamiento de calidad. Además, el plan de negocios se esfuerza en asistir en el fortalecimiento de la economía nacional y contribuir con los programas sociales: educación, salud y creación de trabajos. b. Exploración, Producción y Mejoramiento de Crudos Las estrategias de exploración y producción se enfocan hacia el aumento de los esfuerzos en la búsqueda de nuevas reservas de crudo liviano y mediano, y el reemplazo sistemático de estas reservas en áreas tradicionales, para desarrollar nuevas áreas de producción, siempre ajustando las actividades de producción de acuerdo con las demandas del mercado, y con los acuerdos alcanzados entre los miembros de la OPEP y otros países productores de petróleo. Con esta finalidad se planean adquirir 8.034 Km de líneas sísmicas 2D; 17.736 Km2 de líneas sísmicas 3D; y se perforarán aproximadamente 102 pozos de exploración. PDVSA perforará unos 6.590 pozos de producción y ejecutará el mantenimiento (Ra / Rc) en 8.117 pozos entre otras actividades, a fin de alcanzar una capacidad de producción de 5,8 MMBD para el año 2012. PDVSA también se esforzará en mantener los costos de producción competitivos utilizando tecnología de punta.

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c. Refinación La estrategia de refinación se enfoca en la expansión de la capacidad y en el mejoramiento de la eficiencia de las operaciones aguas abajo. En Venezuela se construirán cuatro nuevas refinerías: Cabruta (400 MBD), Batalla de Santa Inés (50 MBD), Zulia (200 MBD) y Caripito (50 MBD); igualmente se agregará capacidad de conversión profunda a las refinerías de Puerto La Cruz, Centro de Refinanción Paraguaná (Amuay y Cardón) y El Palito, con el fin de aumentar la eficiencia del procesamiento de crudo pesado. En las refinerías ubicadas en los EE.UU., Europa y el Caribe, se invertirá con el fin de cumplir con los estándares de calidad estipulados por esos mercados. En adición, se invertirá en las refinerías de Kingston-Jamaica, Cienfuegos-Cuba y en una nueva refinería con Petrobrás en el norte de Brasil. El propósito es alcanzar márgenes más altos de productos de petróleo refinados. Se mantendrán todos los estándares de calidad ambientales aplicables. d. Comercio y Suministro Mercadeo Internacional. PDVSA planea continuar expandiendo sus operaciones de mercadeo internacional para incrementar su participación en el mercado de crudo y productos, para aumentar el reconocimiento de su marca. Se busca diversificar su portafolio de clientes participando en nuevos mercados como China, India y Japon. PDVSA expandirá sus operaciones en el Caribe y en América del Sur a través de la iniciativa PDVSA América, la cual incluye las iniciativas de Petrosur, Petrocaribe y Petroandina, a fin de promover la integración regional y la distribución justa de la energía entre las naciones de América Latina. PDVSA se enfoca en mantener su posición en el mercado de los EE.UU, a través del uso más eficiente del sistema de distribución de CITGO. Con el fin de mejorar su logística y la capacidad de transporte marítimo, PDVSA construirá 42 tanqueros a través de acuerdos estratégicos con Argentina, Brasil, China y España. Esto aumentará el número de barcos de 21 a 58, propiedad de la filial PDV Marina y serán operados por dicha filial. Esta flota, permitirá aumentar el volumen de transporte a 2.100 MBD en el 2012. Mercado Interno. PDVSA continuará promoviendo en Venezuela el suministro confiable de sus productos y el uso de gasolina sin plomo, cuyo proceso comenzó en el cuarto trimestre de 1999, para mejorar la posición competitiva de la red de estaciones de servicio, centros de lubricación y grandes tiendas. Asimismo continuar con el desarrollo de su red comercial a través de relaciones de negocios y otras asociaciones que logren aumentar el suministro del producto a los aeropuertos de mucho tráfico. Se está desarrollando, igualmente, un proyecto para la producción de etanol para el mejoramiento del octanaje en la producción de gasolina. Con el uso de etanol, PDVSA tendrá productos más inocuos para el medio ambiente, al mismo tiempo que promueve el desarrollo agrícola y social en áreas rurales, porque el etanol es producido por materias primas agrícolas: caña de azúcar, maíz y yuca. e. Gas Natural El desarrollo del negocio del gas es una de las principales metas. Las actividades se enfocarán, principalmente, en el cumplimiento de la creciente demanda interna de gas para fomentar el desarrollo nacional y un estándar de vida más alto. PDVSA planea enfocarse en la creación de oportunidades de inversión atractivas al sector privado en la producción de gas no asociado. Se expandirá el sistema de transmisión y distribución, extracción de líquidos del gas natural (LGN), capacidad de procesamiento y fraccionamiento, y desarrollo de nuevas operaciones para exportación de gas, incluyendo la exportación de LGN. Se planea operar la mayoría de los campos existentes de producción de gas natural asociado, actualmente asignados a PDVSA por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo. Se continuará la exploración y desarrollo de reservas de gas no asociado con el soporte de los inversionistas privados. Se espera dar impulso a las actividades relacionadas al negocio de gas utilizando el sistema existente para transmisión y distribución de gas. PDVSA está

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comprometida en el desarrollo de una gran red de distribución de gas en diferentes ciudades del país, para proveer gas natural a residencias, comercios e industrias. Se anticipa que el desarrollo del negocio de gas requerirá, aproximadamente, 13 mil MILLONES DE DÓLARES de capital desde el año 2007 hasta 2012. Se espera que tales desembolsos de capital sean obtenidos no sólo a través de PDVSA, sino también de socios en el sector privado. f. Empresas de Producción Social El Programa de Empresas de Producción Social (EPS) de PDVSA, aprobado por la Junta Directiva de la Corporación en octubre de 2005, ha visto materializar sus resultados en el año 2007, por cuanto la aplicación de sus elementos requirieron de la conformación de organizaciones, de una campaña divulgativa y de implantación del referido programa, tanto a nivel de los negocios como de las empresas contratistas. Los elementos del programa de EPS incluyen el aporte de las contratistas de PDVSA a un Fondo Social, este aporte se descuenta de la facturación, según porcentajes establecidos de acuerdo con el monto total contratado. El fondo está dirigido a remediar necesidades de las comunidades. Un segundo aspecto cuantitativo del programa, está representado por la denominada oferta social, que debe ser consignada en los procesos de contratación y que igualmente está valuada en función del monto contratado, en una escala comprendida entre 2% y un máximo de 5 % del total. Otros elementos del programa están representados en el acompañamiento a las EPS por parte de las Empresas Promotoras, que son todas aquellas que hayan suscrito el programa, mediante su debida inscripción en el sistema de Registro de Empresas de Producción Social (REPS) de PDVSA. Otro elemento, es la constitución de consorcios y alianzas con las EPS para migrar conocimientos y destrezas de las empresas músculo hacia el nuevo modelo productivo. En este sentido, se creó un Fondo de Financiamiento dirigido a apalancar el fortalecimiento de las EPS. Finalmente, el programa incluye la creación y apoyo de Unidades de Producción Comunitarias (UPC). Adicionalmente, el Programa de Empresas de Producción Social incluye la creación de entidades, en la línea de los procesos medulares del sector de los hidrocarburos en Venezuela, actividad que representa un centro importante de atención del esfuerzo a desplegar, en función de la creación de un nuevo modelo socio productivo en Venezuela. Operaciones de nuevas filiales de PDVSA Durante el segundo semestre 2007 se crearon cuatro (4) nuevas filiales y se tiene previsto crear tres (3) adicionales, con el fin de convertir a PDVSA en un dinamizador del desarrollo industrial y agrícola en sectores conexos directamente con la industria petrolera y en otras áreas complementarias para el desarrollo de la nación. Las filiales de PDVSA serán herramientas valiosas para que el Estado genere los espacios necesarios que equilibren el mercado nacional.

• PDVSA Servicios: se logrará importantes ahorros en el área de servicios de PDVSA como sísmica, pozos y taladros.

• PDVSA Agrícola: utilizará las tierras de PDVSA para cosechar alimentos. Se dio inició a

programa de siembra soya y caña de azúcar. • PDVSA Industrial: trata de cubrir las necesidades del pueblo con líneas de productos

del sector hogar. Se propone incursionar en la manufactura de bienes finales de consumo masivo como ropa, calzado, enseres domésticos, herramientas, camas, comedores y otras piezas de mobiliario, así como electrodomésticos de línea blanca y marrón, televisores y radios.

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• PDVSA Gas Comunal: se destina básicamente a la distribución de gas a las

comunidades desde las plantas de llenado hasta los hogares. • PDVSA Ingeniería y Construcción: desarrollará plataformas. • PDVSA Naval: construirá barcos, astilleros y diques. • PDVSA Desarrollos Urbanos: contribuirá con el desarrollo de la vivienda y el hábitat.

3. Resumen del Plan de Inversiones y Principales Proyectos a. Ceuta – Tomoporo Este proyecto integral tiene como objetivo maximizar la recuperabilidad del valor de las reservas de crudo del campo Ceuta – Tomoporo ubicado en el occidente del país, el cual tiene reservas estimadas de 1.000 MMBls crudo de 23,6° API. El costo total estimado del proyecto es de 3.870 millones de dólares, con un promedio de producción de petróleo entre 90 MBD y 277 MBD, y se estima que el proyecto de desarrollo de estas reservas culmine en el año 2021. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente 379 millones de dólares y 253 millones de dólares, respectivamente. b. Suministro Eléctrico Costa Oriental del Lago - Occidente Este proyecto consiste en satisfacer la demanda de energía producto del crecimiento de carga del Plan 2006 – 2012 en occidente, especialmente en Criogénico y Tomoporo, reemplazar plantas eléctricas obsoletas y apalancar el sistema eléctrico nacional en occidente. El proyecto consiste en la construcción de dos (2) plantas eléctricas de 500 MW cada una en la Costa Oriental del Lago y obras de interconexión en 230 Kv y 115Kv que permitan la transmisión de la energía. El costo total estimado del proyecto es de 1.125 millones de dólares, y el mismo arrancó en enero del año 2007 y se espera que culmine en octubre del año 2010. c. Crecimiento Distrito Norte Este proyecto tiene como objetivo incrementar la producción de crudo en 98 MBD para alcanzar una producción de 910 MBD con una inversión estimada de 11.645 millones de dólares y una inversión social de 521 millones de dólares. El alcance del proyecto considera un plan de explotación basado principalmente en proyectos de recuperación secundaria por inyección de gas y agua (PIAVOS - Proyecto Inyección Vapor Orocual Somero), actividades de perforación, nuevas infraestructuras, ampliación y mantenimiento de las instalaciones existentes e incorporación de proyectos socioproductivos en las áreas de influencia del Distrito Norte del estado Monagas. Este proyecto arrancó en enero del año 2006 y culmina en diciembre del año 2021. d. Crecimiento Distrito Morichal El proyecto contempla la explotación y producción de áreas tradicionales, pesado y extrapesado del distrito Morichal de manera de incrementar la producción en 167 MBD durante el horizonte del Plan. La meta es el desarrollo integral de los 285 MBD de crudo pesado y extrapesado, para lo cual se considera un plan acelerado de producción que contempla adquisición de sísmica (320 km2 en el período 2006 - 2007), aumento de la capacidad de transporte de crudo, adecuación de la instalaciones para el manejo de diluente y centralización de producción de crudo. El costo total estimado del proyecto es de 8.295 millones de dólares, y el proyecto arranco en enero del 2006 y culmina en diciembre del año 2021.

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e. Nuevos Desarrollos en el Área de la Faja Petrolífera del Orinoco Estos proyectos que se encuentran en fase de visualización y conceptualización, tienen la finalidad de desarrollar las instalaciones requeridas para el desarrollo de nuevos campos de producción en el orden de 200 MBD cada uno de crudos extrapesado en los bloques ubicados en las distintas áreas de la Faja Petrolífera del Orinoco tales como Carabobo, Ayacucho, Junín y Boyacá para su transporte, mejoramiento y comercialización. Estas actividades serán ejecutadas mediante la conformación y/o constitución de una empresa mixta entre PDVSA y potenciales socios (aún por definir), en el marco de la visión geopolítica y multipolar que se tiene previsto para la explotación de crudo extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco. El desarrollo de estos campos se realizará con la maximización de recursos tecnológicos que permitan la mayor recuperación del factor de recobro. f. Gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte El proyecto Tubería de Gas Transcaribeño Antonio Ricaurte, se inició durante el año 2006 para el intercambio gasífero entre Venezuela y Colombia, y contempla seguir la ruta Puerto de Ballena, en Colombia, hasta la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, en Venezuela. Tendrá un costo aproximado de 473 millones de dólares con una longitud aproximada de 225 kilómetros. Durante los primeros cuatro años transportará gas desde Colombia hasta Venezuela, y posteriormente, desde Venezuela hacia Colombia. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente 461 millones de dólares y 114 millones de dólares, respectivamente. g. Gran Delta Caribe Oriental El proyecto consiste en la construcción de la infraestructura requerida para incorporar, el mercado interno y el gas proveniente de los desarrollos de Costa Afuera del Oriente del país. Abarca las siguientes instalaciones: 563 km de tuberías marinas; urbanismo, vialidad y servicios en el complejo industrial CIGMA; muelle de construcción y servicios; plantas de adecuación y procesamiento de gas; generación de energía eléctrica (900 MW Güiria y 450 MW en Cumaná); redes de transmisión y distribución eléctrica, y planta de licuefacción de 4,7 millones de toneladas metricas por año (MMT/A) con almacenamiento y muelle. La inversión estimada es de 371 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2012. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente 170 millones de dólares y 33 millones de dólares, respectivamente. h. Complejo Criogénico de Occidente El proyecto Complejo Criogénico de Occidente (CCO), tiene como objetivo optimizar el esquema de procesamiento del gas natural en la región occidental del país. Este proyecto incluye el diseño y construcción de la infraestructura necesaria para procesar 950 MMPCD de Gas y producir 62 MBD de Etano para PEQUIVEN. Contempla la construcción de un nuevo tren de fraccionamiento en Ulé, Municipio Simón Bolívar, Edo. Zulia, así como la instalación de redes de tuberías y facilidades para interconectar al CCO con las instalaciones existentes. La inversión estimada es de 926 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2011. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente 197 millones de dólares y 108 millones de dólares, respectivamente.

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i. Gas Anaco El proyecto Gas Anaco tiene como objetivo incrementar la producción de gas para satisfacer la demanda interna. Este proyecto incluye el diseño y construcción de facilidades para incrementar la producción diaria a 2.400 MMPCD de gas y 35 MBD de crudo liviano, con la completación de la Fase I (San Joaquín, Santa Rosa y Zapato Mata R) y alcanzar a 2.800 MMPCD y 40 MBD al completar la Fase II (Sta. Ana/El Toco, La Ceibita, Soto/Mapiri y Aguasay). La inversión total estimada es 2.433 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2010. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de estas obras en progreso es aproximadamente 1.032 millones de dólares y 612 millones de dólares, respectivamente. j. Acondicionamiento de Gas y Líquidos Anaco (AGLA) El proyecto AGLA, consiste en desarrollar la infraestructura requerida para el acondicionamiento de 815 MMPCD de gas en Anaco. El costo total estimado del proyecto es de 242 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2010. k. Interconexión Centro Occidente (ICO) El proyecto ICO, tiene como objetivo conectar los sistemas de transmisión de gas natural de la región central y este de Venezuela (Anaco, Estado Anzoátegui - Barquisimeto, Estado Lara) con el sistema de transmisión en el oeste del país (Ulé, Estado Zulia - Amuay, Estado Falcón), con la finalidad de cubrir la demanda de gas en el occidente del país, expandir la entrega de gas a otras regiones y ciudades dentro de la nación y promover el desarrollo industrial y comercial en las áreas cercanas a la construcción de este sistema de transmisión. Este proyecto incluye el diseño, ingeniería, procura y construcción de un gasoducto de 300 Km de longitud y 30" y 36" de diámetro; tres (03) Plantas Compresoras (Morón, Los Morros y Altagracia) para interconectar el Sistema Anaco-Barquisimeto con el Sistema Ulé-Amuay y garantizar el suministro de gas al Centro de Refinación Paraguaná (CRP) y, a largo plazo, exportar gas hacia Colombia, Centro y Suramérica. La inversión estimada es 530 millones de dólares y se tiene planificado que a mediados de 2008 se complete la construcción del gasoducto junto con la planta recompresora en Morón. Para el año 2009, estarán listas las dos restantes plantas recompresoras, con lo cual se lograría la máxima capacidad del gasoducto que es de 520 MMPCD. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de estas obras en progreso es aproximadamente 436 millones de dólares y 242 millones de dólares, respectivamente. l. Jose 250 El proyecto Jose 250, tiene como objetivo incrementar la capacidad de procesamiento de gas asociado generado en los campos de Anaco y el Norte de Monagas, para satisfacer la demanda del mercado doméstico y el suministro de gas inyectado a los procesos de recuperación secundaria de los campos petroleros del norte del Estado Monagas. Este proyecto incluye la construcción y puesta en marcha del IV Tren de extracción en la Planta de San Joaquín (1.000 MMPCD); V Tren de fraccionamiento en Jose (50 MBD); ampliación del Terminal Marino Jose; poliducto San Joaquín – Jose (113 km.); Planta de Control de Punto de Rocío, en Pirital; ampliación del sistema de poliductos y proyecto etano. La inversión total estimada en este proyecto es de 664 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2009. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente 77 millones de dólares y 21 millones de dólares, respectivamente. m. Mariscal Sucre El proyecto Mariscal Sucre de Gas Natural Licuado, tiene como objetivo el desarrollo y explotación de las reservas de gas no asociado Costa Afuera; así como también, la

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construcción de una planta de Gas Natura Liquado (GNL), que contempla una producción de gas de 1.200 millones de pies cúbicos natural diarios (MMPCD) y el procesamiento de 4,7 millones de toneladas métricas por año (MMT/A) de GNL; 300 MMPCD de gas metano que estará dirigido a satisfacer la demanda del mercado interno y el resto será exportado. La inversión requerida para el desarrollo de los campos Costa Afuera, la planta de GNL y la infraestructura asociada se estima en 2.700 millones de dólares. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente 136 millones de dólares y 32 millones de dólares, respectivamente. n. Sistema Nor-Oriental de Gas El proyecto Sistema Nor-Oriental de gas, tiene como objetivo la construcción de la infraestructura que permita incorporar al mercado interno el gas proveniente de los desarrollos Costa Afuera del oriente del país. La inversión estimada es de 1.066 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2010. o. Gasificación Nacional El proyecto de Gasificación Nacional, tiene como objetivo instalar redes de distribución de gas metano a fin de suministrar gas a 3.260.000 familias a nivel nacional. La inversión estimada es de 2.334 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2016. p. Plataforma Deltana El proyecto de gas de la Plataforma Deltana, contempla la participación de ChevronTexaco, Statoil, y Total en los bloques 2, 3 y 4, respectivamente, para culminar la exploración. Una vez completada la fase exploratoria y determinada la comercialidad de las reservas encontradas, PDVSA participará en el futuro desarrollo del área, cuya inversión total se estima en 3.810 millones de dólares, incluyendo la participación de PDVSA. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es de aproximadamente 161 millones de dólares y 157 millones de dólares, respectivamente. q. Autogas - Gas Natural Vehicular (GNV) Este proyecto contempla la implantación a nivel nación de 350 nuevos puntos de expendio de GNV y reactivar 148 puntos en estaciones de servicios existentes. Promover la constitución de EPS para mantenimiento y fabricación de cilindros a alta presión, con el fin de convertir 450.000 vehículos para uso de GNV, en 18 estados durante el período 2006-2009, con una inversión total de 921 millones de dólares. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es de aproximadamente 23 millones de dólares y 38 millones de dólares, respectivamente. r. Rafael Urdaneta El estimado de inversión total para el proyecto es de 2.900 millones de dólares Contempla el desarrollo de las reservas de gas no asociados ubicadas en el Golfo de Venezuela, principalmente en los campos Róbalo, Merluza, Liza y Sierra, con el fin de producir unos 1.000 MMPCD que serán destinados al mercado interno y el excedente para oportunidades de negocio internacional. El propósito del proyecto está orientado hacia la ejecución de actividades de exploración; desarrollo de la infraestructura para la producción de gas Costa Afuera, de las tuberías necesarias para el transporte del gas y los condensados, de una planta de licuación de gas, y las facilidades de embarque necesarias para manejar buques modernos de LGN.

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El área destinada a exploración, fue dividida en 29 bloques, de los cuales se otorgaron licencias exploratorias a ChevronTexaco para el bloque Cardón III, Repsol YPF y ENI para el bloque Cardón IV, Gazprom en los bloques Urumaco I y II, Petrobras y Teikoku en el bloque Moruy, y Petropars en el bloque Cardón II. s. Conversión Profunda en la Refinería Puerto La Cruz Este proyecto tiene como objetivo maximizar la capacidad de procesamiento de crudos pesados y extra pesados para cubrir la demanda interna y exportar combustible. Consiste en el diseño, procura, construcción, instalación y puesta en servicio de unidades para procesar 210 MBD de crudo. La inversión total estimada es 1.600 millones de dólares, y se estima su culminación en el año 2011. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente de 129 millones de dólares y 20 millones de dólares, respectivamente.

t. Conversión Profunda en la Refinería El Palito Este proyecto tiene como objetivo la adecuación de esta refinería para el procesamiento de 140 MBD de crudo pesado y extra pesado con mínima producción de residuales, garantizando la producción de productos livianos (gasolinas/destilados) con calidad de exportación y mejorar el margen de refinación, en armonía con el ambiente y el entorno social de la instalación. Está orientado hacia el aumento del procesamiento de crudo pesado y extrapesado en el parque refinador nacional y permitirá cambiar la dieta de la refinería de crudos de 28° API a 22° API. La inversión total estimada es 2.000 millones de dólares, y se estima culminarlo en el año 2011. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente 33 millones de dólares y 9 millones de dólares, respectivamente. u. Construcción de Nuevas Refinerías en Venezuela Se está diseñando la refinería Cabruta para procesar 400 MBD de petróleo de gravedad API de 8.50 de la Faja Petrolífera del Orinoco, actualmente, se desarrolla la ingeniería conceptual y estará diseñada para producir productos refinados de alta calidad: gasolina, destilados, combustible de aviones y para exportación. Tendrá una unidad de conversión profunda según lo planeado, basada en la tecnología HDH PLUS. La refinería estará en Cabruta al sur del Estado Guárico. Las operaciones comenzarán en el año 2013. La refinería Batalla de Santa Inés está siendo diseñada para procesar 50 MBD de Guafita Blend de 28° de gravedad API. Está orientada a satisfacer la demanda regional del mercado de combustible. El esquema de configuración de este proceso no involucra procesos de conversión profunda. Se espera que las operaciones comiencen para el año 2010. La refinería de Caripito está diseñada para procesar 50 MBD de petróleo pesado oriental venezolano. Estará orientada a satisfacer la demanda regional de asfalto. Se espera que las operaciones comiencen en el año 2009. La inversión total estimada de la refinería de Cabruta es 14.073 millones de dólares, la de Caripito es 566 millones de dólares y la de la refinería de Santa Inés es 630 millones de dólares, y la Refinería Zulia con 200 MBD (en previsualización).

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IV. Principales Actividades 1. Exploración y Producción Todas las actividades de exploración y producción se realizan en territorio venezolano, principalmente por PDVSA Petróleo, CVP y PDVSA Gas. a. Reservas

Todas las reservas de petróleo crudo y gas natural están situadas en el territorio venezolano y son propiedad de Venezuela. Las reservas de petróleo crudo y gas natural son estimadas por PDVSA y revisadas por el MENPET, aplicando las definiciones de reservas las cuales concuerdan con las establecidas por la Society of Petroleum Engineers (SPE), Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE), World Petroleum Council (WPC) y la American Association of Petroleum Geolists (AAPG).

Datos geológicos y de ingeniería son utilizados para estimar las reservas probadas de petróleo y gas natural, incluyendo las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas. Estos datos demuestran, con razonable certeza, las reservas recuperables en los años futuros de los yacimientos conocidos, bajo condiciones económicas y de operación existentes. Se espera recuperar las reservas probadas de petróleo y gas natural principalmente de pozos nuevos y en el área que no ha sido perforada, usando equipos y métodos de operación disponibles.

Las estimaciones de reservas no son exactas y están sujetas a revisión. Estas reservas de petróleo y gas natural son revisadas anualmente para considerar, entre otras cosas, los niveles de la producción, las revisiones del campo, la adición de nuevas reservas por descubrimientos y estudios de factibilidad económica. Las reservas probadas estimadas pueden ser materialmente diferentes de las cantidades de petróleo y gas natural que se recuperan en última instancia.

Las reservas probadas no incluyen los volúmenes adicionales que podrían resultar de extender las áreas exploradas actuales, o de la aplicación de procesos de recuperación secundaria que no han sido ensayados y calificados como económicamente factibles.

Las reservas probadas desarrolladas de petróleo y gas comprenden las cantidades que pueden ser recuperadas de los pozos existentes, con equipos y métodos actualmente en uso. Las reservas probadas no desarrolladas son aquellos volúmenes que se esperan recuperar, mediante inversiones en la perforación de nuevos pozos en áreas no desarrolladas o en la culminación de pozos existentes.

Las reservas probadas han continuado incrementándose a través de los años. Durante el año 2007, la producción fue de 1.144 MMBls, lo cual ha permitido alcanzar una producción acumulada de petróleo desde el año 1914 hasta el 31 de diciembre de 2007, en aproximadamente 61.544 MMBls. La producción comercial de petróleo en Venezuela está concentrada en la cuenca Maracaibo-Falcón (anteriormente denominada Occidental - Zulia) que se extiende a lo largo de los estados Zulia y Falcón; en la cuenca Barinas-Apure (anteriormente denominada Meridional Central Barinas y Apure); que se extiende a lo largo de los estados Barinas y Apure; la cuenca Oriental que se extiende a lo largo de los estados Guárico, Anzoátegui, Monagas y Sucre; y la cuenca de Carúpano, incorporada desde el año 2006, y que se extiende por los estados Sucre y Nueva Esparta, y por las aguas territoriales ubicadas al frente de las costas orientales venezolanas. La producción acumulada de petróleo desde el año 1914 hasta el 31 de diciembre de 2007 para la cuenca Maracaibo-Falcón, es de 41.612 MMBls, en la cuenca Barinas-Apure es de 1.330 MMBls, en la cuenca Oriental es de 18.602 MMBls y la cuenca de Carúpano no tiene producción acumulada.

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La siguiente tabla muestra las reservas probadas, probadas desarrolladas y la relación de las reservas probadas con respecto a la producción anual en cada una de las cuencas principales al 31 diciembre de 2007 y la producción del 2007. Reservas y Producción de Venezuela

Probadas (1)

Probadas Desarrolladas

2007 Producción

Relación Reservas Probadas / Producción

(MMBls al 31/12/2007) (MBD) (años) Petróleo (2)

Maracaibo-Falcón

20.574

5.776 1.130 50 Barinas-Apure

1.835 306 82 61 Oriental

76.893 9.455 1.923 110

Carúpano 75 --- --- ---

Total Petróleo

99.377 15.537 3.135 87

De extra pesado

58.173

4.355

706 226

Gas Natural en Bpe (3)

Maracaibo-Falcón 5.973

4.181 184 89

Barinas-Apure 77

46 10 53

Oriental (4) 20.876 13.903 505 113

Carúpano 2.543 --- --- --- Total Gas Natural en Bpe 29.469 18.130 699 117 Total Hidrocarburos en Bpe 128.846 33.667 3.834 93

(1) Desarrolladas y no desarrolladas (2) La producción fiscalizada excluye 7 MBD de condensado de planta y 8 MBD de la producción de Sinovensa del 1er.

cuatrimestre. (3) Producción neta de gas natural (producción bruta menos gas natural reinyectado). El factor de conversión es de 5,8

MPC/Bls (4) Incluye las reservas probadas de gas natural en la Faja Petrolífera del Orinoco, estimadas en 3.532 MMBpe al 31

de diciembre de 2007. El petróleo y el gas natural representaron 77% y 23%, respectivamente, del total estimado de reservas probadas de petróleo y gas natural sobre una base equivalente de petróleo al 31 de diciembre de 2007. La siguiente tabla muestra la ubicación, el volumen de producción, año del descubrimiento, reservas probadas y la relación de las reservas probadas con respecto a la producción anual para cada uno de los yacimientos de petróleo más grandes de PDVSA, al 31 de diciembre de 2007.

45

Reservas probadas y producción de los principales campos para el año terminado el 31 de diciembre de 2007:

2007 Año del Reservas Relación de

Reservas Nombre del

Campo Ubicación Producción Descubrimiento Probadas Probadas/

Producción(MMBls) (Nombre

del Estado) (MBD) (años)

Cerro Negro Monagas 41 1979 18.813 1.254 Cerro Negro Anzoátegui 100 1979 14.096 386 Zuata Principal Anzoátegui 164 1985 14.227 238 Tía Juana Lago Zulia 155 1925 3.690 65 Huyapari Anzoátegui 157 1979 3.633 63 Bare Anzoátegui 93 1950 2.064 61 BloqueVII Ceuta Zulia 138 1956 1.771 35 El Furrial Monagas 388 1986 1.760 12 Mulata Monagas 240 1941 1.744 20 Bachaquero Lago Zulia 107 1930 1.679 43 Boscán Zulia 105 1946 1.452 38 Urdaneta Oeste Zulia 93 1955 1.420 42 Santa Bárbara Monagas 142 1941 1.359 26 Lagunillas Lago Zulia 77 1925 1.300 45 Tía Juana Tierra Zulia 33 1925 1.206 101 Melones Anzoátegui 35 1955 1.071 84 Lagunillas Tierra Zulia 56 1925 1.055 52

Reservas de Petróleo Los niveles de las reservas probadas de crudo al cierre del año 2007, se ubicaron en 99.377 MMBls; la distribución de reservas por cuencas es la siguiente: 20.574 MMBls Maracaibo-Falcón, 1.835 MMBls Barinas-Apure, 76.893 MMBls Oriental y 75 MMBls Carúpano. Para la Faja Petrolífera del Orinoco las reservas ascienden a 59.562 MMBls de petróleo, de las cuales corresponden a crudo pesado 3.077 MMBls y a crudo extra-pesado 56.485 MMBls. Durante el año 2007 se incorporaron 13.198 MMBls de reservas probadas, de los cuales 501 MMBls fueron por descubrimientos, 20 MMBls fueron por extensión y 12.677 MMBls por revisiones. En el 2006, el incremento de las reservas fue de 8.504 MMBls, mientras que fueron de 623 MMBls en 2005, 4.601 MMBls en 2004 y 250 MMBls en 2003. En los años 2007, 2006, 2005 y 2004, la tasa de reemplazo de reservas de crudo, que indica los barriles incorporados por cada barril producido, fue de 1.154%, 713%, 52% y 104%, respectivamente. Estas variaciones resultaron de las revisiones de las tasas esperadas de la recuperación de petróleo en sitio y del uso de la tecnología de recuperación secundaria en los yacimientos de petróleo. De acuerdo con los niveles de producción del año 2007 las reservas probadas de petróleo, incluyendo las reservas de crudo pesado y extra-pesado tienen una vida restante de, aproximadamente, 87 años para lo cual se requiere un plan adecuado de desarrollo incluyendo los costos de producción y refinación. Este tiempo de vida no incluye la incorporación del Proyecto Magna Reserva. Reservas de Gas Natural

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Se tienen reservas probadas de gas natural que ascienden a 170.920 MMMPCN (ó 29.469 MMBpe) al 31 de diciembre de 2007, de los cuales 20.483 MMMPCN están asociados a la Faja Petrolífera del Orinoco y 18.899 MMMPCN a crudo extra-pesado. Las reservas de gas natural de PDVSA abarcan el gas asociado, que es un elemento incidental generado al desarrollar las reservas de petróleo. Una alta proporción de las reservas probadas de gas natural están desarrolladas. Durante el año 2007, se reinyectaron 1.060 MMMPCN con el fin de mantener la presión de los yacimientos, lo que representa un 44% aproximadamente del gas natural que se produjo. Las reservas por cuenca se distribuyen de la siguiente manera: 5.973 MMBpe Maracaibo-Falcón, 77 MMBpe Barinas-Apure, 20.876 MMBpe Oriental y 2.543 MMBpe Carúpano. Durante el año 2007 se incorporaron 1.063 MMBpe de los cuales 305 MMBpe son por descubrimiento, 6 MMBpe por extensión y 752 MMBpe por revisiones.

La tabla siguiente muestra las reservas probadas de petróleo y de gas natural, que incluyen las reservas probadas y probadas desarrolladas. Reservas probadas de Venezuela al 31 de diciembre 2007 cifras expresada en millones de barriles (MMBls) a menos que se indique lo contrario.

2007 2006 2005 2004 2003

Reservas Probadas Condensado 1.826 1.870 1.833 1.867 1.919Liviano 9.981 9.735 9.747 9.830 10.078Mediano 11.939 12.345 12.456 12.487 12.340Pesado 17.458 17.391 17.533 17.708 17.617Extrapesado (1) 58.173 45.983 38.443 38.690 35.186Total Petróleo 99.377 87.324 80.012 80.582 77.140 Relación Reservas/Producción (Años) 87 73 67 69 74 Gas natural (MMMPCN) (2) 170.920 166.249 152.264 151.479 150.040Gas natural (Bpe) (2) 29.469 28.664 26.252 26.117 25.869 Total Hidrocarburos en Bpe 128.846 115.988 106.264 106.699 103.009 Reservas Probadas Desarrolladas Condensado 381 407 321 387 416Liviano 2.404 2.760 2.359 2.772 2.760Mediano 3.747 4.812 5.026 5.471 5.419Pesado 5.024 5.333 5.406 4.569 4.683Extrapesado 3.981 6.308 3.826 4.076 3.010Total Petróleo 15.537 19.620 16.938 17.275 16.288 Gas natural (MMMPC) 105.154 110.108 106.726 106.035 105.030Gas natural (Bpe) 18.130 18.985 18.401 18.282 18.109 Total Hidrocarburos en Bpe 33.667 38.605 35.339 35.557 34.397

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2007 2006 2005 2004 2003

Porcentaje del total de reservas desarrolladas vs total de reservas probadas (3) Petróleo 16% 22% 21% 21% 21%Gas natural 62% 66% 70% 70% 70%

(1) Las reservas probadas de petróleo extrapesado situado en la Faja Petrolífera del Orinoco

tienen un bajo grado de desarrollo y se sitúan, al cierre de diciembre de 2007, en 56.485 MMBls aproximadamente.

(2) Incluye 18.899 MMMPCN, 16.447 MMMPCN, 13.819 MMMPCN, 13.649 MMMPCN y 12.427 MMMPCN en cada uno de los años 2007, 2006, 2005, 2004 y 2003, respectivamente, asociados a las reservas de crudo extrapesado.

(3) Las reservas probadas desarrolladas entre las reservas probadas totales. Nuevos Descubrimientos de Hidrocarburos En el año 2007, resaltan en la Cuenca Oriental de Venezuela el descubrimiento de nuevas reservas de hidrocarburos en el pozo TRV 3 de 159,3 MMBls de petróleo y de 686,6 MMMPCN de gas asociado, así como también del pozo TRV 4 de 92,5 MMBls y 464,7 MMMPCN de gas. En cuanto a la Cuenca Maracaibo-Falcón, sobresalen los descubrimiento realizados por los pozos CEI 3 y CEI 4, los cuales incorporan reservas por el orden de los 85,5 MMBls y 11,1 MMMPCN de gas el primero y 51,4 MMBls y 15,1 MMMPCN el segundo; en la Cuenca Barinas-Apure destacan la incorporación de reservas por descubrimiento del pozo BOR 31, el cual incorporó 10,2 MMBls de petróleo y 2,7 MMMPCN de gas. Operaciones Se mantiene un programa activo de exploración y desarrollo diseñado para aumentar nuestras reservas probadas de petróleo y la capacidad de producción. Los esfuerzos de PDVSA han sido exitosos al aumentar sus reservas probadas de petróleo y gas natural durante los últimos años. Normalmente, se conducen las actividades de exploración y desarrollo en las Cuencas Maracaibo-Falcón, Barinas-Apure, Oriental, y ahora se están iniciando las actividades operativas en la cuenca de Carúpano, la cual reportará producción a partir del próximo año 2008. Adicionalmente se está conduciendo una extensa actividad de exploración y desarrollo en la Faja Petrolífera del Orinoco de la Cuenca Oriental y en otras cuencas, de manera independiente o en conjunto con socios extranjeros, a través de Empresas Mixtas.

En el año 2007, los desembolsos de exploración fueron utilizados, principalmente, para la perforación de 11 pozos exploratorios y la adquisición de 762 kilómetros cuadrados de líneas sísmicas 3D, con un desembolso de 199 millones de dólares en inversiones, distribuidos por categorías presupuestarias en: 37 millones de dólares en geofísica, 131 millones de dólares en perforación exploratoria y 31 millones de dólares en otras Inversiones.

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La tabla siguiente resume las actividades de perforación para los períodos indicados: Actividad de perforación de PDVSA para el año finalizado el 31 de diciembre de 2007, (número de pozos)

2007 2006 2005 2004 2003Pozos Exploratorios Pozos completados 5 4 5 1 3Pozos suspendidos 1 1 -- -- 1Pozos bajo evaluación -- 5 2 1 --Pozos en progreso 3 2 8 2 3Pozos secos o abandonados 2 7 1 1 --Total 11 19 16 5 7 Pozos de arrastre 8 10 6 1 5 Pozos de Desarrollo perforados (1) 566 543 379 313 206

(1) Incluye los pozos en progreso, incluso si fueron comenzados en años anteriores. Se encuentran

discriminados de la siguiente manera: 467 pozos de PDVSA Petróleo, 58 pozos de PDVSA Gas, 41 pozos de Empresas Mixtas y 459 pozos de Empresas Mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco, para un total de 1025 pozos.

En 2007 se invirtieron 2.233 millones de dólares en 566 pozos de desarrollo. Plan de Nacionalización de Taladros Considerando que el negocio petrolero venezolano se ha caracterizado por la dependencia tecnológica, luego de 30 años de nacionalización de la Industria Petrolera y que, por razones estratégicas y de seguridad nacional, Venezuela debe disponer de una flota propia de equipos y taladros, a fin de disminuir la vulnerabilidad por contratación a terceros, durante el año 2007 se procedió con el plan de nacionalización de taladros, así como con la creación de las nuevas empresas filiales de PDVSA, las cuales son: PDVSA Industrial y PDVSA Servicios, cuya conceptualización, desarrollo, cuerpos gobernantes y el personal que dio inicio a sus operaciones son personal propio de PDVSA.

El principal objetivo de estas filiales es el de lograr la plena soberanía tecnológica en servicios a pozos y en la fabricación de los bienes, materiales, componentes y equipos de los sectores hidrocarburos, eléctrico y hogar, los cuales no sólo son requeridos para ejecutar, operar y mantener los proyectos que conforman el Plan Siembra Petrolera, sino impulsar el desarrollo nacional. Todo esto basado, por un lado, en el crecimiento acelerado de la actividad de perforación, con el consecuente aumento de la demanda de equipos y servicios (lo que implica una disminución de la disponibilidad de los mismos y aumento de costos asociados), por el otro, en que 75% de los taladros son contratados, principalmente a empresas transnacionales (65%). De los taladros propios, 45% se encontraban a inicios del año inactivos por requerimiento de reparación y 12% inactivos en condiciones inoperables.

Todo esto conllevó a realizar una serie de acciones tales como:

• Nacionalización de las operaciones de 41 taladros propiedad de PDVSA que eran administrados por terceros, logrando así justicia social al incorporar a la nómina de PDVSA a los trabajadores de las cuadrillas. De este modo se recupera la soberanía

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operacional, supervisoria y de mantenimiento de los activos propiedad de PDVSA, se eleva la confiabilidad operacional de los equipos y se reducen los costos operativos.

• Concreción de la empresa mixta para el ensamblaje y fabricación de taladros y

servicios a pozos en Venezuela con la empresa CNPC, desarrollada por la nueva filial PDVSA Industrial.

• Concreción e inicio de las operaciones de la empresa mixta para la adquisición de

sísmica con la empresa Belorusneft, desarrolada por la nueva filial PDVSA Servicios. b. Producción El potencial de producción crudo a nivel nación al final de 2007 alcanzó un total de 3.561 MBD, que incluye 2.583 MBD correspondientes a gestión directa (1.409 MBD en Oriente, 101 MBD Centro Sur y 1.073) MBD Occidente), 352 MBD Empresas Mixtas (ex–Convenios Operativos) y 626 MBD empresas de las asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco. Producción fiscalizada de petróleo crudo a nivel nacional para los años terminados al 31 de diciembre (en miles de barriles por día):

2007 2006 2005 2004 2003

Gestión propia de producción de petróleo crudo (1) 2.292 2.315 2.109 2.066 1.864 Convenios Operativos - 116 497 518 465 Empresas mixtas 316 241 - - - Convenios de exploración a riesgo - 1 5 1 - Participación de PDVSA en las asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco (2) ° PDVSA Sincor 62 65 73 66 60 ° PDVSA Cerro Negro 61 48 51 50 42 ° Corpoguanipa 81 47 50 32 20 ° Petrozuata 63 59 60 62 52

267 219 234 210 174 Crudo extrapesado (menos de 8 grados API) 29 15 61 38 59

Total producción propia de PDVSA 2.904 2.907 2.906 2.833 2.562

Participación de terceros en las asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco ° PDVSA Sincor 101 107 118 108 98 ° PDVSA Cerro Negro 34 67 71 70 59 ° Corpoguanipa 75 109 118 75 46 ° Petrozuata 36 60 61 62 52

246 343 368 315 255

Producción Nación 3.150 3.250 3.274 3.148 2.817

(1) Incluye petróleo crudo condensado de planta por 7 MBD en el 2007 y 5 MBD en el 2006 y en el 2005. Incluye 8

MBD de Sinovensa del 1er. cuatrimestre.

(2) Producto del proceso de migración de las asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco a Empresas Mixtas a partir de julio 2007, la participación de PDVSA Cerro Negro pasó de 41,67% a 83,33%; la participación de Corpoguanipa pasó de 30% a 70% y a partir octubre 2007 la participación en Petrozuata pasó de 49,9% a 100%.

En el 2007, la producción fiscalizada total del petróleo en Venezuela se ubicó a 3.150 MBD, que incluye 2.904 MBD de la producción propia de PDVSA y 246 MBD de la participación de terceros en las asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco.

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La producción propia promedio de petróleo atribuible a PDVSA en el año 2007 fue de 2.904 MBD, incluyendo 267 MBD correspondiente a la participación de PDVSA en las asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco. Durante el año 2007, nuestro costo promedio de producción de petróleo fue aproximadamente de 4,93 $/Bpe. En promedio, al cierre de diciembre de 2007, nuestra producción del gas natural fue de 6.958 MMPCD (ó 1.199 sobre una base en miles de barriles equivalentes de petróleo), de la cual 2.903 MMPCD, fueron reinyectados con el fin de mantener la presión de los yacimientos. La producción neta del gas natural fue de 3.775 MMPCD. La tabla siguiente resume la producción diaria de petróleo y de gas natural de PDVSA, por tipo, cuenca, precio de venta y el costo de producción promedio, para el período especificado. La producción de PDVSA, el precio de venta y el costo de producción promedio en el año terminado al 31 de diciembre de 2007 (en miles de barriles por día, a menos que se indique lo contrario): 2007 2006 2005 2004 2003Producción de Petróleo Condensado 133 125 18 25 22Liviano 589 642 776 767 727Mediano 911 1.020 999 1.001 914Pesado + Extrapesado (1) 1.271 1.120 1.113 1.040 899Total Petróleo 2.904 2.907 2.906 2.833 2.562Líquidos del Gas Natural 172 177 165 166 144Total Petróleo y LGN 3.076 3.084 3.071 2.999 2.706 Gas Natural (MMPCD) Producción Bruta 6.958 7.072 7.008 6.566 5.938

Menos: reinyectado 2.903 3.019 2.920 2.747 2.506Gas natural neto (MMPCD) 4.055 4.053 4.088 3.819 3.432Gas natural neto (MBDPE) 699 699 705 658 592Total Hidrocarburos en Bpe 3.775 3.783 3.776 3.657 3.298

Producción de Petróleo de PDVSA por Cuenca

Maracaibo-Falcón 1.130 1.180 1.187 1.238 1.121Barinas-Apure 82 87 88 85 86Oriental 1.692 1.640 1.631 1.510 1.355Total Petróleo 2.904 2.907 2.906 2.833 2.562 Producción de Gas Natural por Cuenca (MMPCD)

Maracaibo-Falcón 1.067 1.123 1.255 1.187 1.031Barinas-Apure 59 28 17 4 6Oriental 5.832 5.921 5.736 5.375 4.901Total Gas 6.958 7.072 7.008 6.566 5.938 Precio Cesta Exportación ($/Bl) (2) 64,74 55,21 45,32 32,22 24,35Precio de venta del gas natural ($/MPC)

1,21

1,13

0,84

0,74

0,61

Costos de Producción ($/Bpe) (3)

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Incluye los Ex Convenios Operativos – Empresas Mixtas

4,93 4,34 3,93 3,77 3,85

Excluye los Ex Convenios Operativos – Empresas Mixtas

4,88 4,01 3,13 3,29 2,06

(1) Incluye la alícuota en Petrozuata y crudo de 8° API.

(2) Incluye ventas a las filiales y a las afiliadas.

(3) El costo de producción por barril (para el petróleo, el gas natural y el líquido del gas natural), es calculado dividiendo la suma de costos directos e indirectos de producción (excluye la depreciación y el agotamiento), por los volúmenes totales de la producción de petróleo, de gas natural y el líquido del gas natural.

Manufactura de Orimulsión® Enmarcado dentro de la política de plena soberanía petrolera y a fin de optimizar el valor del recurso natural, el Estado en el año 2006 tomó la decisión de eliminar la manufactura de Orimulsión® en Venezuela, a fin de utilizar el crudo extrapesado para mezclas y así obtener un mayor valor por el recurso natural. En esta dirección, Bitor dejo de producir Orimulsión® en su módulo ubicado en Morichal (estado Monagas) en el primer trimestre del año 2006 y la asociación Sinovensa dejo de manufacturar Orimulsión® en su módulo ubicado en Jose ( estado Anzoátegui) el 31 de diciembre del año 2006. La empresa Bitor realizó negociaciones con clientes que tenían contratos de suministro de Orimulsión® a largo plazo. En este sentido algunos clientes, producto de las negociaciones y por cláusulas establecidas en los contratos existentes, se les está suministrando un combustible sustituto de la Orimulsión® que es el Fuel Oil. Al 31 de diciembre de 2007, sólo se está suministrando este combustible a Bitor América y Power Seraya. Con otros clientes se efectuaron negociaciones y acuerdos a efectos de rescindir los contratos existentes. Se estima que en el año 2008 la filial Bitor sea declarada inactiva. c. Asociaciones con Terceros

Siguiendo las instrucciones del Ejecutivo Nacional y lineamientos del MENPET y PDVSA, se culminó el proceso de la firma de acuerdos con los participantes de los Convenios Operativos, los de la Faja Petrolífera del Orinoco y los de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas, para su conversión a Empresas Mixtas, así como también la creación de los nuevos negocios, lo cual ha significado un paso histórico en la reafirmación de la soberanía petrolera. El objeto social de todas estas Empresas Mixtas es desarrollar actividades primarias de exploración en busca de yacimientos de hidrocarburos, su extracción en estado natural, su recolección, transporte y almacenamiento inicial. Cabe destacar que junto a las 21 Empresas Mixtas que sustituyeron a los Convenios Operativos y las nuevas Empresas Mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco, se alcanza una cifra superior a los 800 MBD de crudo producido en asociación con terceros. De esta manera, PDVSA demuestra su disposición a seguir trabajando con la inversión privada nacional e internacional, manteniendo la soberanía nacional y el control accionario por parte del Estado, tal como lo establece la Ley Orgánica de Hidrocarburos. Migración de los Convenios Operativos a Empresas Mixtas

Durante el año 2005, el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo (MENPET), realizó estudios de carácter jurídico y técnico sobre la situación de los 32 Convenios Operativos

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existentes, concluyendo que estos convenios contenían, entre otros elementos, cláusulas de honorarios basadas en el volumen y precio de los hidrocarburos producidos en las áreas, lo cual contravenía la naturaleza de un simple contrato de servicios y resultaba incoherente con la vigente Ley Orgánica de Hidrocarburos.

En el marco de la política de Plena Soberanía Petrolera, el 12 de abril de 2005, el MENPET emitió instrucciones a la Junta Directiva de PDVSA para que se corrigieran las omisiones o fallas de todos y cada uno de los Convenios Operativos en materia de hidrocarburos, y se evaluaran los mecanismos legales para extinguir dichos convenios en un período no mayor a un año. En el último trimestre del año 2005, todas las empresas operadoras de estos convenios suscribieron los denominados convenios transitorios, con el objetivo de revisar los acuerdos originales y conformar las nuevas Empresas Mixtas.

El 31 de marzo de 2006, la Asamblea Nacional aprobó y publicó en Gaceta Oficial número 38.410 los “Términos y condiciones para la creación y funcionamiento de las Empresas Mixtas”; así como también, el modelo de “Contrato para la conversión a empresa mixta” a suscribirse con las entidades privadas que lo decidieran, según la Gaceta Oficial número 38.430. En esa misma fecha, se firmaron con las operadoras los respectivos “Memoranda de Entendimientos” para la migración de los Convenios Operativos a Empresas Mixtas, excepto las operadoras de dos de los Convenios Operativos que, voluntariamente, se abstuvieron de suscribir estos memoranda.

El mencionado “Contrato para la conversión a empresa mixta”, planteó la extinción automática de los Convenios Operativos a partir del 31 de marzo de 2006, sin que las empresas operadoras tuvieran derecho a recibir compensación alguna derivada de los mismos, salvo los pagos correspondientes al primer trimestre de 2006; ni tampoco tuvieran derecho a efectuar reclamación alguna como consecuencia de la referida extinción. Adicionalmente, se acordó que los activos operados a esa fecha por estos Convenios Operativos fueran puestos de inmediato a disposición de las Empresas Mixtas para el desarrollo de sus actividades, transfiriéndose posteriormente la propiedad de los mismos.

Antecedentes de Convenios Operativos

Durante la última década del siglo pasado, se inició el proceso denominado la “Apertura Petrolera”, cuyo propósito era permitir la participación de transnacionales privadas en las actividades petroleras dentro del país, en perjuicio de los intereses nacionales. En este sentido, la primera, segunda y tercera ronda de Convenios Operativos fueron firmadas por PDVSA en los años 1992, 1993 y 1997, respectivamente. Estos Convenios Operativos tenían el propósito de reactivar y operar 32 campos petroleros por un lapso máximo de 20 años.

Según las condiciones que regulaban los Convenios Operativos, PDVSA debía pagar honorarios de operación y de capital, intereses de capital e incentivos de producción, a los operadores de esos convenios, lo cual los hacía sumamente onerosos.

Debido a sus altos costos, este esquema de negocios perjudicó a PDVSA, ya que se planteó y ejecutó en forma abiertamente favorable a los Operadores. En algunos casos los montos pagados a los Operadores eran muy superiores a los costos invertidos para producir, generándose ganancias importantes para los socios privados en su mayoría, empresas transnacionales. En algunos convenios, las ganancias obtenidas por las operadoras superaban los ingresos obtenidos por PDVSA por la venta del crudo, algo totalmente desproporcionado, en perjuicio de PDVSA y del Estado venezolano.

Por otra parte, los contratos contenían cláusulas que podían ser explicadas según los intereses de quienes los manejaran, de tal manera que dejaba puertas abiertas para diferentes interpretaciones, sobre todo en relación con la recuperación de las partidas de gastos de las Operadoras, las cuales resultaban en muchos de los casos reconocidas sin suficiente justificación, ni razonabilidad de los costos.

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Dentro de las debilidades contenidas en el manejo de los pagos a Convenios Operativos se encontraban los siguientes aspectos:

• Los Convenios Operativos, tal como fueron concebidos, no resultaban ser un buen negocio para la nación. En los contratos de 1ra. y 2da. ronda, no se estipuló el pago de regalías, de tal manera que las operadoras se vieron exoneradas de este pago al Fisco. Por otra parte, las empresas evadieron el pago del ISLR, aduciendo que el capital no recuperado significaba un gasto que podía ser deducido, a los fines de determinar el cálculo de dicho impuesto.

• La mayor parte del riesgo lo asumía PDVSA. Dado que los contratos fueron firmados bajo tarifas y fórmulas de precios que involucraban crudos marcadores internacionales, los cuales en muchos de los casos superaban el precio de venta de PDVSA, cualquier baja en los índices de precios nacionales estaba en desventaja sobre los precios resultantes de las fórmulas aplicadas en los convenios. Por otra parte, los contratos no contemplaban ningún tipo de recortes de producción y en el caso de los de 1ra. y 2da. ronda, ni siquiera los previstos por la OPEP; en tal sentido, estas empresas no estaban obligadas a cumplir con lineamientos de recortes y, por ende, debía pagárseles toda la producción previamente comprometida. Asimismo, PDVSA era quien debía pagar la regalía en los contratos de 1ra. y 2da. ronda, de tal manera que la Operadora no aportaba nada al Estado, a pesar de los grandes ingresos percibidos por la explotación de los campos. Asimismo, estos contratos no estaban sujetos a las leyes venezolanas referidas a las contrataciones de obras, de tal manera que éstas no estaban sujetas a la Ley de Licitaciones, lo que permitía que las contrataciones se realizaran con empresas relacionadas o socias de las Operadoras, con lo cual los pagos reconocidos a éstas por los servicios, obras y bienes adquiridos retornaban nuevamente a su capital.

• Los criterios de gastos e inversiones utilizados en 1ra. y 2da. ronda no eran compatibles con los sistemas contables de PDVSA. Si bien en PDVSA existe una clasificación de costos para inversiones y otra para gastos, dentro de estos contratos ciertos elementos eran considerados como capital, aún cuando para PDVSA eran catalogados como gastos. Esto permitía que la operadora recuperara tanto por la vía de los costos de operación (Opfee) como por la vía del capital (Capfee), conceptos referidos a gastos de operación.

En resumen, los Convenios Operativos en las condiciones que se firmaron, eran una suerte de Caballo de Troya, lo cual representaba un excelente negocio para los Operadores y un mal negocio para PDVSA y para la Nación.

Proceso de Migración a Empresas Mixtas.

En función de las instrucciones emanadas por el MENPET, con la finalidad de dar cumplimiento a lo establecido en la Ley Orgánica de Hidrocarburos, según la cual PDVSA debe tener mayoría accionaria en los negocios petroleros con terceros, nacieron las Empresas Mixtas, las cuales tienen como función principal la exploración, explotación y desarrollo de los campos migrados de los Convenios Operativos, para lo cual dicha producción sería vendida a PDVSA y cuya remuneración se realizaría a través de una fórmula por tipos de crudos marcadores internacionales.

De las ganancias obtenidas producto de dichas ventas, las Empresas Mixtas emiten sus resultados anualmente, de tal manera que las ganancias son distribuidas entre los socios, obteniendo PDVSA un porcentaje de mayoría accionaria promedio de 61,85%

Según los “Términos y condiciones para la creación de las Empresas Mixtas”, aprobados por la Asamblea Nacional, dichas empresas operaron en un período de transición, comprendido entre el 1° de abril de 2006 y la fecha en que fueron formalmente constituidas. Una vez constituidas, los términos contractuales fueron aplicados en forma retroactiva desde el 1° de abril de 2006. Actualmente se han constituido legalmente las siguientes 21 Empresas Mixtas, las cuales

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habían obtenido los respectivos derechos oficiales para desarrollar las actividades primarias, según lo establece la Ley Orgánica de Hidrocarburos:

Fecha de Fecha de Decreto Participación Participación

Constitución de Transferencia de PDVSA (%) de Socio (%)

Mene Grande Repsol EspañaQuiriquire Repsol España

Caracoles CNPC ChinaIntercampo N. CNPC China

Falcón Este VOG VenezuelaFalcón Oeste VOG Venezuela

Ambrosio Perenco FranciaPedernales Perenco Francia

Cabimas 02/10/2006 24/11/2006 60,00 40,00 Suelopetrol Venezuela

Kaki 28/11/2006 29/01/2007 60,00 40,00 Inemaka Venezuela

Casma-Anaco 18/10/2006 24/11/2006 60,00 40,00 Open Venezuela

Colón 09/08/2006 29/09/2006 60,00 40,00 Tecpetrol Argentina

Onado 15/09/2006 24/11/2006 60,00 40,00 CGC Argentina

Oritupano-Leona 04/09/2006 29/09/2006 60,00 40,00 Petrobras Brasil

La Concepción 04/09/2006 29/09/2006 60,00 40,00 Petrobras Brasil

Acema 04/09/2006 29/09/2006 60,00 40,00 Petrobras Brasil

Mata 31/08/2006 24/11/2006 60,00 40,00 Petrobras Brasil

Boscán 11/08/2006 29/09/2006 60,00 40,00 Chevron EE.UU.

Ll-652 11/08/2006 29/09/2006 74,80 25,20 Chevron EE.UU.

Monagas Sur 03/10/2007 23/10/2007 60,00 40,00 Harvest. V. EE.UU.

Gua. Oriental 25/10/2006 24/11/2006 60,00 40,00 Teikoku Japón

Dzo 21/09/2006 24/11/2006 60,00 40,00 BP Reino Unido

Boquerón 11/10/2006 24/11/2006 60,00 40,00 BP Reino Unido

B-2x 70/80 05/12/2007 11/01/2007 69,00 31,00 Hocol Reino Unido

Urdaneta Oeste 10/08/2006 29/09/2006 60,00 40,00 Shell Reino Unido

PROMEDIO DE PARTICIPACIÓN 61,85 38,15

PaísAccionista MinoritarioCampos Empresa Mixta

Petroquiriquire, S.A.

Petrolera Sino-Venezolana, S.A.

Petrocumarebo, S.A.

Petrowarao, S.A.

Petrocabimas, S.A.

Petrolera Kaki, S.A.

Petrocuragua, S.A.

Baripetrol, S.A.

Petroboscán, S.A.

Petroindependiente, S.A.

Petrodelta S.A

Petronado, S.A.

Petroritupano, S.A.

Petrowayu, S.A.

Petroven-Bras, S.A.

Petroregional del Lago, S.A.

21/08/2006

28/11/2006

24/10/2006

09/08/2006

Petroguárico, S.A.

Petroperijá, S.A.

Boquerón, S.A.

Lagopetrol S.A.

Petrokariña, S.A.

29/09/2006

29/01/2007

24/11/2006

29/09/2006

60,00 40,00

75,00 25,00

60,00 40,00

60,00 40,00

En esta nueva opción del negocio petrolero, PDVSA participa con socios privados nacionales o internacionales con la mayoría accionaria, por lo que la Junta Directiva, las Gerencias Operacionales y Administrativas son controladas en la mayoría de las empresas por PDVSA; el número de miembros que conforman las Juntas Directivas es de cinco, de los cuales dos (2) son directores de PDVSA, dos (2) son directores en representación del socio B y el Presidente es personal de PDVSA; estos trabajadores que ocupan puestos gerenciales y administrativos son sujetos a evaluación y aprobación por parte de la Corporación Venezolana del Petróleo, S.A. (CVP), por ende, todo lo concerniente a elaboración de presupuesto, aprobación de desembolsos, inversiones, costos, etc., son controlados y aprobados por PDVSA. En cuanto a la comercialización, ésta es totalmente planificada y controlada por PDVSA.

La duración de las Empresas Mixtas va de acuerdo a lo establecido en el Decreto de Transferencia; en tal sentido, éstas podrán desarrollar actividades primarias durante un período de 20 años, contados a partir de la fecha de publicación en Gaceta Oficial de dicho decreto. Al finalizar este lapso, de no haber una prórroga, todos los activos pasarán a ser propiedad del Estado venezolano.

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Empresas Mixtas Vs. Convenios Operativos

VsConvenios Operativos Empresas Mixtas

◄ Ilegales, nunca fueron aprobados por el Congreso Nacional.

◄ Fueron analizados y discutidos en la Asamblea Nacional, Institución que les dio la aprobación antes de entrar en vigencia.

◄ Violaron el Artículo 1 de la Ley de Nacionalización. ◄ Se fundamentan en el artículo 12 de la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela y en el artículo 22 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, que establecen la propiedad del Estado sobre los yacimientos de hidrocarburos, y permiten la participación de terceros en Empresas Mixtas, en las que el Estado mantenga una participación mayor al 50%.

◄ Respondieron al modelo de empresa trasnacional, maximizando la ganancia de terceros a costa del Estado, el Fisco, PDVSA y el pueblo venezolano.

◄ Responden al razonamiento de empresa pública, maximizando la ganancia para el Estado, el Fisco y el pueblo venezolano.

◄ Negaron el derecho soberano de regular la tasa de explotación del recurso natural, agotable y no renovable: la regalía.

◄ Garantizan el derecho soberano a la remuneración por la explotación del recurso natural no renovable: una regalía justa.

◄ Obligaron a que cualquier diferencia contractual debía resolverse en tribunales de Nueva York, Estados Unidos; por esto, vulneraron la soberania nacional.

◄ Se establece la autoridad de los tribunales nacionales.

◄ Registraron altos costos operativos indexados a los precios del barril petrolero.

◄ Reducción de gastos y aumento de la regalía y los impuestos.

◄ No estaban alineados con los planes de desarrollo nacional.

◄ Están alineadas con el Plan Siembra Petrolera.

◄ Significaron la privatización de 500 mil barriles diarios de petróleo.

◄ Rescatan la Plena Soberanía Petrolera.

◄En los Convenios de 1ra. y 2da. ronda no se contemplaban recortes de producción, ni siquiera por lineamientos OPEP.

◄La producción está sujeta a políticas corporativas y a los lineamientos del MENPET.

Disminución en los Costos Reales de PDVSA Durante los Años 2007 y 2006 De haberse mantenido el esquema de Convenios Operativos, considerando los altos precios de venta del crudo durante los años 2006 y 2007, los pagos que se hubieran requerido alcanzarían a 7.850 millones de dólares. Ahora bien, durante ese mismo período, los costos y gastos de las Empresas Mixtas, incluyendo la participación de los accionistas minoritarios en sus ganancias netas, totalizaron 5.130 millones de dólares. Producto de la decisión de migrar los Convenios Operativos a Empresas Mixtas, se generó un ahorro de gastos a PDVSA, por 2.720 millones de dólares. Incremento de la Recaudación Fiscal En el marco de la política de Plena de Soberanía Petrolera, en adición a la migración de todos los esquemas de asociaciones con terceros a esquemas de Empresas Mixtas, a partir de 2002, el Gobierno de Venezuela ejecutó acciones específicas para regular las actividades primarias en el sector petrolero, con la finalidad de maximizar el valor de nuestros recursos y aumentar la recaudación fiscal por estas actividades, en beneficio del Estado y del pueblo venezolano. Estas acciones, entre las que se destacan el incremento de la tasa de regalía para todas las actividades primarias de extracción de crudos, así como la creación del impuesto de extracción,

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del impuesto de registro de exportación y del impuesto de superficie; permitió incrementar la recaudación fiscal, entre los años 2002 y 2007, en más de 40.408 millones de dólares, según el siguiente detalle: CONCEPTO EFECTO MMUS$

INCREMENTO EN LA REGALÍA DE 1% A 16 2/3% PAGADO POR LAS ASOCIANES DE LA FAJA (Octubre 2004) 5.278CREACIÓN IMPUESTO DE EXTRACCIÓN (Junio 2006) 4.420CREACIÓN IMPUESTO DE REGISTRO DE EXPORTACIONES (Agosto 2006) 49IMPUESTO SUPERFICIAL (Año 2003) 483INCREMENTO EN LA REGALÍA DE 16 2/3% A 30% PAGADO POR PDVSA (Año 2002) 30.178

EFECTO TOTAL NACION 40.408 Participación de las Empresas Mixtas en el Desarrollo Social

Otro aspecto que diferencia a las Empresas Mixtas de los antiguos Convenios Operativos, es la política de inversión social hacia las comunidades ubicadas en las áreas de influencia de los campos petroleros.

En este aspecto es importante resaltar que las Empresas Mixtas tienen dentro de sus responsabilidades apalancar los Núcleos de Desarrollo Endógeno (NUDE) en las áreas cercanas a sus campos petroleros, así como apoyar todos los programas sociales a través de los cuales el Ejecutivo Nacional se propone elevar el nivel de vida de la población en educación, salud, vialidad y servicios en general, e incorporarla a una estrategia nacional de desarrollo sustentable, en total alineación con PDVSA y sus filiales. Ahora PDVSA y las Empresas Mixtas que sustituyen los viejos Convenios Operativos, trabajan en sinergia con el Ejecutivo Nacional, las comunidades, las alcaldías y las gobernaciones, en una estrategia clara de desarrollo social.

Durante los años 2003, 2004 y 2005 los antiguos Convenios Operativos efectuaron aportes para el desarrollo social por 6 millones de dólares, 11 millones de dólares y 12 millones de dólares, respectivamente, para un total de 29 millones de dólares en ese período de tres (3) años.

Sólo durante el año 2007, las Empresas Mixtas ejecutaron un gasto por concepto de Desarrollo Social de 93 millones de dólares. Al considerar también los aportes del año 2006, por 13 millones de dólares, el total resultante de lo aportado para desarrollo social por la Empresas Mixtas, en los dos (2) últimos años, fue de 106 millones de dólares.

En resumen, con la migración de los Convenios Operativos a Empresas Mixtas, en el marco de la política de Plena Soberanía Petrolera, PDVSA ha recuperado el control sobre esas operaciones, ha disminuido sus gastos, el estado ha aumentado la recaudación fiscal y ha beneficiado a las comunidades, a través de la ejecución de programas de desarrollo social.

Producción de Empresas Mixtas

Durante el año 2007, la producción de crudo de las Empresas Mixtas fue de aproximadamente 316 MBD. En las Empresas Mixtas de oriente se obtuvo una producción de crudo de 95 MBD y la producción de gas se ubicó en 291,5 MMPCD. Del mismo modo, en las Empresas Mixtas de occidente, la producción de crudo fue de 221 MBD y la de gas fue de 172,5 MMPCD.

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Gestión para la Migración de las Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco y los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas a Empresas Mixtas

En el marco de la política de Plena Soberanía Petrolera y con la finalidad de poner fin al proceso de privatización de la industria petrolera venezolana, iniciado durante la década de los años 90, el 26 de febrero de 2007, el Gobierno de Venezuela dictó el Decreto Nº 5.200, con rango, valor y fuerza de Ley de Migración a Empresas Mixtas de los Convenios de Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco; así como de los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas, de acuerdo con el cual las asociaciones, denominadas Petrolera Zuata, S.A., Sincrudos de Oriente, S.A., Petrolera Cerro Negro, S.A. y Petrolera Hamaca, C.A. deben trasformarse en Empresas Mixtas, en las cuales la filial CVP, o alguna otra filial que se designe, mantenga no menos de 60% de participación accionaria, en concordancia con lo establecido en la Ley Orgánica de Hidrocarburos.

Asimismo, los existentes Convenios de Asociación a Riesgo y Ganancias Compartidas en el Golfo de Paria Oeste, Golfo de Paria Este y el bloque conocido como La Ceiba; así como también, la asociación denominada Orifuels SINOVEN, S.A. (SINOVENSA), deben ser transformadas en Empresas Mixtas, bajo el mismo esquema mencionado anteriormente.

A tales efectos, se constituyeron comisiones de transición para cada uno de los convenios existentes bajo las dos modalidades anteriormente descritas, las cuales se incorporaron a sus directivas con el fin de garantizar la transferencia del control sobre todas sus actividades, a las nuevas empresas estatales. Asimismo, este Decreto Ley concedió a los participantes y socios de los convenios, un plazo contado a partir de la fecha de su publicación, para acordar los términos y condiciones de su posible participación en las nuevas Empresas Mixtas. También, se confirió un plazo adicional para someter los señalados términos y condiciones a la Asamblea Nacional, con la finalidad de solicitar su autorización, de conformidad con lo establecido en la Ley Orgánica de Hidrocarburos.

Transcurrido el plazo establecido, para aquellos casos en los que no se logró acuerdo, se designó a PDVSA para asumir directamente las actividades ejercidas por las asociaciones en cuestión con el objeto de preservar su continuidad, en razón de su carácter de utilidad pública e interés social.

Con fecha 26 de junio de 2007, se firmaron los correspondientes memoranda de entendimiento para los casos en los cuales los participantes de los negocios antes mencionados acordaron los términos de la migración. La nacionalización de la Faja Petrolífera del Orinoco se realizó, luego de un proceso de migración que se desarrolló de acuerdo con un cronograma establecido previamente, y que culminó de manera exitosa, lo que incluyó la firma de memoranda de entendimiento con 11 de las 13 empresas extranjeras que operaban en la Faja Petrolífera del Orinoco y en los convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas. Finalmente, de los socios participantes sólo dos de ellos no aceptaron los convenios de migración y se encuentran actualmente en arbitraje. Posteriormente, en Gaceta Oficial número 38.801, queda autorizada la creación de siete Empresas Mixtas que sustituyen a los anteriores negocios de este segmento de la apertura petrolera.

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Empresa mixtaParticipación

de PDVSA (%) Área ó Convenio Socios de CVP Petromonagas, S.A. 83,33 Cerro Negro Veba Oil & Gas Cerro Negro GmbH

Petrocedeño, S.A. 60,00 Sincor Statoil Sincor AS - Total FinaPetropiar, S.A.

70,00 Hamaca Chevron Orinoco Holdings B.V.

Petrolera Paria, S.A. 60,00 Golfo de Paria Este Sinopec International Petroleum Exploration and Production Corporation - Ineparia Inc.

Petrosucre, S.A. 74,00 Golfo de Paria Oeste ENI Venezuela B.V. Petrolera Güiria, S.A. 64,25 Golfo de Paria Central ENI Venezuela B.V. - Ineparia Inc.Petrozumano, S.A. 60,00 Zumano CNPC Venezuela B.V.

Tres de estas empresas, Petromonagas, Petrocedeño y Petropiar, corresponden respectivamente a las antiguas asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco bajo las asociaciones denominadas Petrolera Cerro Negro, S.A., Sincrudos de Oriente, S.A. y Petrolera Hamaca, C.A. En estas nuevas Empresas Mixtas CVP maneja la mayoría accionaría en representación del Estado. En el caso de Petrolera Zuata, S.A., PDVSA pasó de un 49,9% a un 100% de participación, con lo que se logra el control total del negocio. En cuanto a los resultados del año 2007 de las cuatro (4) empresas que operan en la Faja Petrolífera del Orinoco se alcanzó una producción de crudo extrapesado promedio de 513 MBD para una producción de crudo mejorado de 456 MBD. Asimismo, lograron ingresos brutos por ventas en el orden de los 12.854 millones de dólares, siendo 12.585 millones de dólares por crudo mejorado y 269 millones de dólares por ventas de subproductos. Las Empresas Mixtas que sustituyen a los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas son Petrolera Paria, Petrosucre y Petrolera Güiria, respectivamente, suplen a los extintos convenios llamados Golfo de Paria Este, Golfo de Paria Oeste y Golfo de Paria Central. En el caso de La Ceiba, PDVSA tomó el control 100% de participación. Esta nueva asociación entre PDVSA y sus socios privados tiene como propósito el ejercicio de las actividades de exploración, extracción, recolección, transporte y almacenamiento de hidrocarburos, de conformidad con el artículo 9 de la Ley Orgánica vigente que rige esta materia. Petrolera Güiria, junto a las ya constituidas Petrolera Paria y Petrosucre determinará a través de sus actividades de exploración y producción de crudo y gas, el crecimiento de las zonas deprimidas del Golfo de Paria y el impulso del desarrollo sustentable, económico y social de la región oriental del país, para mejorar la calidad de vida de todos sus habitantes. Dentro del conjunto de Empresas Mixtas se incluyó a Petrozumano, una compañía integrada en 60% por CVP y en el 40% restante por la estatal China National Petroleum Corporation (CNPC). Esta decisión tiene como antecedente la firma de una serie de documentos bilaterales entre ambos gobiernos mediante los cuales se adjudicó en forma directa a CNPC el campo Zumano en el oriente del país. PDVSA mantiene conversaciones con CNPC para acordar la nueva estructura en la conformación de la empresa mixta. d. Proyecto Magna Reserva El Proyecto Magna Reserva fue asignado por el MENPET a CVP para cuantificar y certificar las reservas de la Faja Petrolífera del Orinoco. El lineamiento estratégico establecido, persigue el propósito de convertir a la Faja Petrolífera del Orinoco en un eje impulsor del desarrollo económico, social, industrial, tecnológico y sustentable del país, mediante la valorización y

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desarrollo óptimo de sus recursos de hidrocarburos, dentro del marco legal vigente y el plan de desarrollo de la nación.

La Faja Petrolífera del Orinoco posee un Petróleo Original en Sitio (POES) de 1.360 MMMBls. Las reservas recuperables estimadas basadas en un factor de recobro de de 20% de acuerdo con los lineamientos del MENPET, están en el orden de 272 MMMBls, de los cuales se tenían oficializadas 37 MMMBls. Las reservas por oficializar se ubicaban en el orden de 235 MMMBls antes del inicio del Proyecto de Cuantificación a mediados del 2005. Para el año 2006 el proyecto logró ante el MENPET la oficialización de un total de 7,6 MMMBls en el área de Carabobo y en el año 2007 las reservas incorporadas están por el orden de 12,4 MMMBls en la misma área. Las reservas totales oficializadas para el área de Carabobo son de 25,9 MMMBls entre lo originalmente aprobado y lo incorporado entre el 2006 y el 2007.

Adicionalmente, para acometer la cuantificación y certificación de las reservas, se dividió la Faja Petrolífera del Orinoco en cuatro grandes áreas: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo y éstas a su vez, en 28 bloques, de los cuales 16 bloques serán cuantificados en un esfuerzo compartido entre CVP y los profesionales de 18 empresas que suscribieron acuerdos de entendimiento con el Ejecutivo Nacional (ver tabla anexa). El resto de los bloques se cuantificarán con esfuerzo propio de CVP, INTEVEP y PDVSA Petróleo.

En la Faja Petrolífera del Orinoco, existe un volumen importante de Gas Originalmente en Sitio (GOES), que indica la posibilidad de autoabastecimiento en las futuras estrategias de explotación en dicha zona, ya que se visualiza la ejecución de grandes proyectos de inyección de vapor que requerirán sumas importantes de gas para la generación del mismo.

Acuerdos de Cuantificación del Proyecto Magna Reserva

ÁREA PAÍS EMPRESACuba CupetMalasia PetronasPortugal Galp EnergíaBelarús BelorusneftVietnam PetrovietnamRusia LukoilChina CnpcEspaña Repsol YPFChina SinopecIndia OngcRusia GaspromRusia Tnk-BpEcuador PetroecuadorChile EnapArgentina AncapUruguay EnarsaIrán Petropars

Carabobo Brasil Petrobras

Ayacucho

Boyacá

Junín

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Seguidamente se presenta la información correspondiente a los pozos al 2007:

En cuanto a la sísmica, los trabajos se iniciaron en el 2007 con una planificación de 2.700 Km de sísmica 2D, lo cual fue completado en su totalidad.

En el gráfico siguiente se muestra el plan de incorporación del Proyecto Magna Reserva 2008-2009.

0

50

100

150

200

250

Mar

-08

May

-08

Jul-0

8

Sep

-08

Nov

-08

Ene

-09

Mar

-09

May

-09

Jul-0

9

Sep

-09

Nov

-09

Fecha de Incorporación

Res

erva

s In

corp

orad

as (M

MM

Bls

)

PROYECTO MAGNA RESERVA

39 44 50 65 68

87 95

108 132 147 154

205

231 235

2%15192BOYACÁ

38%3284138JUNíN

70%1623102AYACUCHO

-6614CARABOBO

Cumplimiento (%)Número de

Pozos Perforados

N° de Pozos Planificados

2007

N° de Pozos Planificados

Total ProyectoBLOQUE

2%15192BOYACÁ

38%3284138JUNíN

70%1623102AYACUCHO

-6614CARABOBO

Cumplimiento (%)Número de

Pozos Perforados

N° de Pozos Planificados

2007

N° de Pozos Planificados

Total ProyectoBLOQUE

100%

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2. Gas PDVSA Gas es una filial que participa en toda la cadena productiva de la industria del gas natural, asegurando el máximo aprovechamiento de este recurso para impulsar el desarrollo industrial y elevar la calidad de vida del pueblo venezolano. El gas natural rico es obtenido de la producción propia en las áreas operacionales de Anaco y San Tomé, así como de las compras a la División Exploración y Producción de PDVSA Petróleo, S.A. y a las Empresas Mixtas. Una vez procesado el gas natural en las plantas, se obtienen tres productos: el gas metano, el etano y los líquidos del gas natural (LGN). El metano es vendido a los mercados doméstico, comercial e industrial, y dentro de éste a los sectores: siderúrgico, petroquímico, aluminio, cemento, eléctrico, petrolero y otros. El etano es vendido al Complejo Petroquímico El Tablazo. En cuanto a los líquidos del gas natural, los mismos se comercializan en los sectores: petroquímico, industrial, doméstico, petrolero y de exportación.

En cuanto a las actividades de producción de gas y crudo, PDVSA Gas tiene 34 campos bajo explotación en el área de Anaco y 22 en San Tomé para un total de 56 campos, 710 pozos, 49 plantas compresoras y 17 taladros en operación.

Asimismo, para las operaciones de extracción y procesamiento de los líquidos del gas natural, cuenta en el área de oriente, con las plantas de extracción Jusepín, San Joaquín, Santa Bárbara, Refrigeración San Joaquín y ACCRO III, Santa Bárbara y ACCRO IV, San Joaquín y la planta de fraccionamiento Jose. En el área de occidente, se disponen de las plantas de extracción: El Tablazo I / II, Tía Juana I / II, Lama Proceso, Lamar Líquido y GLP-5, cuyas instalaciones son operadas por Exploración y Producción de PDVSA Petróleo y las plantas de fraccionamiento Bajo Grande y Ulé, con una capacidad de procesamiento de 4.895 MMPCD y 282 MBD de fraccionamiento. También se dispone de 381 Km de poliductos.

Para la transmisión y distribución del gas metano, se opera una red de gasoductos integrada por 4.267 Km de tuberías de diferentes diámetros, siendo los principales sistemas Anaco – Barquisimeto; Anaco – Jose / Anaco - Puerto La Cruz; Anaco – Puerto Ordaz; Ulé – Amuay; Costa – Oeste y Gasoducto Transoceánico. Con estas instalaciones se atiende una Cartera de 1.260 clientes industriales a nivel nacional y 220.219 clientes domésticos y comerciales en el área metropolitana de Caracas.

Resultados Operacionales

• Producción de Gas y Crudo

La producción promedio de gas natural fue de 1.512,9 MMPCD, lo que representa un ligero descenso de 4% con respecto al año 2006, entre otras cosas a consecuencia de la disminución en los requerimientos de gas metano en el mercado interno y paradas no programadas en el Sistema de Inyección de Gas en el norte del estado Monagas. La producción promedio de crudo asociado al gas ascendió a 46,9 MBD, registrando un crecimiento de 43% con relación al año 2006, a consecuencia de la incorporación en una primera etapa de 22 de los 58 campos de gas en San Tomé, asignados por el MENPET a PDVSA Gas. Se tiene previsto completar en el año 2008 la transferencia de los campos restantes de San Tomé.

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En lo que se refiere a las actividades de perforación, reacondicionamiento y completación (RA/RC) de pozos, se trabajaron un total de 122 pozos, de los cuales 58 pozos corresponden a la actividad de perforación y 64 pozos a las actividades de RA/RC. De este modo, se logra para finales de 2007 un potencial en la producción de gas de 2.380,7 MMPCD, lo cual representa un incremento aproximado del 5% en relación al año 2006. El potencial de producción de crudo se ubicó en 66,7 MBD. • Producción de Líquidos del Gas Natural (LGN)

La producción de Líquidos del Gas Natural (LGN) alcanzó un volumen de 171,9 MBD, con un ligero descenso respecto al año 2006.

• Ventas de Líquidos del Gas Natural (LGN)

Las Ventas de Líquidos del Gas Natural (LGN) se ubicaron en 176,9 MBD, de los cuales 109,8 MBD (62%) se destinaron al mercado local y 67,1 (38%) al mercado de exportación. Destaca el aporte al sector petroquímico con 42,2 MBD, lo que representa el 24% del total de las ventas. Este nivel de ventas fue similar al del año 2006.

Es de resaltar que a lo largo del período se ha producido y entregado de manera consistente, sin interrupciones, el volumen de Gas Licuado de Petróleo (GLP) requerido por los sectores doméstico y comercial del mercado interno, este volumen alcanzó la cifra de 36,4 MBD, lo que representa el 21% de las ventas, siendo además superior en 3% al volumen suministrado en el año 2006.

Adicionalmente, se tomaron las acciones a los fines de mitigar la situación de déficit de suministro de GLP a las comunidades, por parte de los distribuidores privados. Entre estas acciones se destacan:

• Entrega de cilindros de GLP a los distribuidores en comodato, con la finalidad de minimizar el desabastecimiento causado por deterioro y falta de mantenimiento de éstos.

• Apoyo financiero a las empresas distribuidoras de GLP basado en la modificación de la actual política de cobranza. Con la nueva política se establece financiamiento durante el período mayo-diciembre y con esquema de cobro a partir de la facturación de enero 2008. Acción que contribuye al flujo de caja de estas empresas para que puedan cumplir compromisos laborales y de mantenimiento, propios de sus actividades.

En cuanto a las exportaciones de Líquidos del Gas Natural, éstas registraron una disminución de 6%, debido a mayores entregas de GLP al mercado interno y menor disponibilidad de productos por disminución de la producción. Estas exportaciones se distribuyeron de la siguiente manera: el propano y el butano se dirigieron fundamentalmente a Centro América, el Caribe y Suramérica, mientras que la gasolina natural se exportó principalmente a Norte América. La tendencia es incrementar la presencia en el Caribe como parte de la política internacional del Estado, que se instrumenta a través de PETROCARIBE.

• Ventas de Gas Metano

A los efectos de satisfacer los requerimientos de gas metano del mercado interno, así como los consumos del sector petrolero, este año se entregaron al sistema de ventas 2.209,2 MMPCD de gas metano. Este volumen muestra una variación de 80,8 MMPCD por debajo de los volúmenes transportados en el año 2006, motivado a menores consumos en los sectores siderúrgico, petroquímico y refinador.

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Gasificación de Ciudades

Referente al Proyecto Gasificación de Ciudades, cabe mencionar que durante el año 2007 se gasificaron un total de 57 comunidades pertenecientes a los Estados: Monagas, Yaracuy, Aragua, Falcón, Miranda, Anzoátegui, Lara, Carabobo y Distrito Capital, siendo el estado con mayor número de comunidades favorecidas Yaracuy, con 15 comunidades. Se instalaron 335 kilómetros de tuberías de redes y 265,54 kilómetros de tuberías de líneas internas para beneficiar a 10.210 familias, de las cuales 4.740 tienen gas directo y 5.740 cuentan con la instalación y están a la espera del servicio. El número de empleos directos e indirectos generados en el año fue de 2.163 y 6.489 respectivamente; adicionalmente, continuando con el desarrollo de las políticas de inclusión social en el área laboral, se contrataron 24 cooperativas adscritas al programa de EPS de PDVSA, de las cuales 23 se encargaron de la instalación de las líneas internas y 1 para la instalación de redes. Otros logros

El 2007 fue un año estratégico para PDVSA Gas, con la asignación del Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho y de 58 campos de San Tomé, la puesta en marcha del Tramo Antonio Ricaurte del Gasoducto Colombo – Venezolano, apalancamiento de los negocios internacionales, tal es el caso de los convenios bilaterales con Bielorrusia, Rusia, Argentina, Portugal, Cuba y Egipto, así como, el reforzamiento de la infraestructura con la conclusión de la fase de ingeniería del 90% de los proyectos del Portafolio del Plan Siembra Petrolera. Se cumplieron con las metas volumétricas y presupuestarias establecidas para este año y se iniciaron grandes construcciones como el Centro Operativo de San Joaquín, evidenciado en el lanzamiento del Plan Socialista Revolución del Gas, por el ciudadano Presidente de la República, Hugo Chávez, en el Aló Presidente No. 294 en el estado Anzoátegui.

Resalta también la adquisición de las Empresas TROPIGAS y VENGAS para la conformación de la empresa PDVSA GAS COMUNAL como filial de PDVSA, creada con el fin de suministrar el GLP en forma segura y oportuna a las comunidades, atendiendo aproximadamente el 80% del mercado interno.

3. Refinación La estrategia aguas abajo de PDVSA está orientada hacia la expansión y mejoramiento de sus operaciones de refinación tanto en Venezuela, el Caribe, Centroamérica y Suramérica, y el mantenimiento de las refinerías en Estados Unidos y Europa, lo cual permite incrementar la manufactura de productos refinados de alto valor comercial. PDVSA ha venido invirtiendo en su sistema de refinación nacional e internacional con el objetivo de aumentar su capacidad y complejidad, así como adecuar sus instalaciones, para cumplir con las mejoras de calidad de combustibles a nivel mundial. Ejemplo de esto es el aumento de la capacidad de conversión profunda de sus refinerías en Venezuela, lo cual le ha permitido mejorar el rendimiento de productos de alto valor y en consecuencia, fortalecer su portafolio de productos a exportación. Pruebas de ello, son el aumento del rendimiento en gasolinas y destilados de 35% en el año de 1976, a 65% en el año 2007, y la disminución de la producción de residuales de 60% a 13%, durante el mismo período. a. Capacidad de Refinación PDVSA realiza actividades de refinación en Venezuela, el Caribe, Estados Unidos y Europa. Su capacidad de refinación en el ámbito mundial ha aumentado de 2.362 MBD en el año 1991 a 3.098 MBD para el 31 de diciembre de 2007. El siguiente diagrama presenta un resumen de las operaciones de refinación de PDVSA en el año 2007.

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La siguiente tabla muestra la capacidad de refinación y el porcentaje de participación de PDVSA al 31 de diciembre de 2007.

Ubicación Propietario Participación PDVSA

Capacidad Nominal

Participación Neta PDVSA

(%) (MBD) (MBD)VenezuelaCRP, Falcón PDVSA 100 940 940Puerto La Cruz, Anzoátegui PDVSA 100 203 203El Palito, Carabobo PDVSA 100 140 140Bajo Grande, Zulia PDVSA 100 15 15San Roque, Anzoátegui PDVSA 100 5 5 Total Venezuela 1.303 1.303

Antillas Holandesas (Curazao)Isla (1) PDVSA 100 335 335

Estados UnidosLake Charles, Louisiana CITGO 100 425 425Corpus Christi, Texas CITGO 100 157 157Lemont, Illinois CITGO 100 167 167Paulsboro, New Jersey CITGO 100 84 84Savannah, Georgia CITGO 100 28 28Chalmette, Louisiana Chalmette (2) 50 184 92Saint Croix, U.S. Virgin Islands Hovensa (3) 50 495 248 Total Estados Unidos 1.540 1.201

EuropaGelsenkirchen, Alemania Ruhr (4) 50 230 115Schwedt, Alemania Ruhr (4) 19 240 45Neustadt, Alemania Ruhr (4) 13 260 33Karlsruhe, Alemania Ruhr (4) 12 312 37Nynäshamn, Suiza Nynäs (5) 50 29 15Gothenburg, Suiza Nynäs (5) 50 11 5Dundee, Escocia Nynäs (5) 50 9 4Eastham, Inglaterra Nynäs (5) 25 18 5 Total Europa 1.109 259 Total Mundial 4.287 3.098

Capacidad de Refinación

Suecia Suecia

(1) Arrendado en 1994. El contrato de arrendamiento termina en el año 2019. (2) Una empresa mixta con ExxonMobil. (3) Una empresa mixta con Hess. (4) Una empresa mixta con Deutsche BP. (5) Una empresa mixta con Neste Oil.

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A continuación se presenta el resumen de la gestión del negocio de refinación durante el año 2007. b. Refinación Nacional El volumen de crudo procesado en el Sistema de Refinación Nacional incluyendo Refinería Isla (209 MBD), fue de 1.213 MBD. Adicionalmente se procesaron 119 MBD de insumos destinados a procesos y mezclas. Con ese nivel de crudos e insumos procesados, se obtuvieron 1.332 MBD de productos, de los cuales 400 MBD corresponden a gasolinas y naftas, 97 MBD a jet, 317 MBD a destilados, 283 MBD a residuales, 50 MBD a crudo desalado y 185 MBD a otros productos, entre los que se incluyen lubricantes, asfaltos, consumo propio y especialidades. Estos volúmenes han permitido abastecer el mercado nacional, así como exportar 673 MBD. El margen bruto de refinación durante el 2007 fue de 4,81 US$/Bl de crudo más insumos procesados y el costo de procesamiento del sistema de refinación, excluyendo depreciación y consumo propio, para el mismo período, fue de 2,51 US$/Bl de crudo más insumos procesados. El margen neto resultante fue de 2,30 US$/Bl de crudo más insumos procesados. c. Refinación Internacional PDVSA, a través de sus negocios internacionales (excluyendo la Refinería Isla), logró procesar un volumen total de crudo de 1.308 MBD (569 MBD suministrados por PDVSA) y 161 MBD de insumos destinados a procesos y mezclas. El volumen de productos fue de 1.469 MBD, de los cuales 524 MBD corresponden a gasolinas y naftas, 477 MBD a destilados, 67 MBD a residuales y 401 MBD a otros productos, entre los que se incluyen lubricantes, asfaltos, petroquímicos, consumo propio y especialidades. Norteamérica A través de CITGO, filial totalmente de PDV América (esta última filial de PDV Holding), PDVSA produce combustibles livianos y bases petroquímicas, principalmente a través de las refinerías Lake Charles en Louisiana; Corpus Christi en Texas; y Lemont en Illinois. Las operaciones de refinación para producción de asfalto se llevan a cabo en las refinerías Paulsboro, en New Jersey y Savannah, en Georgia.

El suplidor más grande de crudo que tiene CITGO es PDVSA. CITGO ha establecido acuerdos de suministro de crudo a largo plazo con PDVSA en lo concerniente a los requerimientos de crudo de sus refinerías Lake Charles, Corpus Christi, Paulsboro y Savannah. Estos acuerdos establecen que PDVSA debe suministrar a CITGO ciertos volúmenes mínimos de crudo y otras materias primas, generalmente por un período de tiempo entre 20 y 25 años.

La refinería de Lake Charles es capaz de procesar grandes cantidades de crudo pesado y de transformarlos en una variedad de productos refinados, incluyendo cantidades significativas de gasolina sin plomo de alto octanaje y gasolina reformulada. Durante el año 2004 la capacidad de refinación era de 320 MBD. En febrero de 2005, se completó un proyecto para aumentar la capacidad de destilación de crudo en 105 MBD, convirtiendo a esta refinería en la cuarta más grande en los EE.UU. con una capacidad total de refinación de 425 MBD. Los productos petroquímicos más importantes de la refinería de Lake Charles son propileno, benceno y mezcla de xilenos. Sus productos industriales incluyen azufre, combustibles residuales y coque de petróleo. Esta refinería posee uno de los más altos niveles de capacidad para producción de productos de alto valor agregado en los Estados Unidos, con una capacidad de flujo múltiple que le permite continuar operando aún cuando una o más unidades se encuentren fuera de operación. Esta refinería tiene un índice de Complejidad de Proceso Solomon de 18,2

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(comparado con un promedio de 14,0 para las refinerías de los EE.UU. según la encuesta más reciente disponible de Solomon Associates, Inc.). El índice de Complejidad de Proceso Solomon es una medida industrial que cuantifica la capacidad de la refinería para elaborar productos de alto valor.

La Refinería Corpus Christi de CITGO, en Texas, tiene una capacidad de 157 MBD y una tecnología de procesamiento que le permite producir gasolina de grados que superan a la mayoría de sus competidores en los EE.UU. y reducir los niveles de azufre en los productos refinados de petróleo. Esta refinería tiene un índice de Complejidad de Proceso Salomón de 16,5. Los productos petroquímicos principales de la refinería de Corpus Christi incluyen cumeno, ciclohexano y aromáticos (incluyendo benceno, tolueno y xileno).

La Refinería Lemont transforma crudo pesado en una amplia gama de productos refinados. Tiene una capacidad de refinación de 167 MBD y un Indice de Complejidad de Proceso Solomon de 11,7. Incluye una instalación de conversión profunda de alta flexibilidad que produce principalmente, gasolina, diesel, combustible para aviones y petroquímicos.

Las Refinerías Paulsboro, en New Jersey y Savannah, en Georgia, son especializadas en producción de asfalto; también cuentan con instalaciones para procesar crudo liviano de bajo contenido de azufre, si las condiciones son favorables.

El 16 de agosto del año 2006, CITGO vendió el 41,25% de su participación en LYONDELL-CITGO siendo efectiva la operación el 31 de julio del año 2006. Actualmente, PDVSA y Lyondell poseen un nuevo acuerdo de suministro de crudo con un término inicial de agosto 2006 a julio 2011.

Durante el año 2007, las inversiones realizadas por CITGO en gran medida estuvieron dirigidas a cumplir con las nuevas regulaciones ambientales. En este sentido, se inició la fase de diseño básico de programas de Diesel Ultra Bajo Azufre en las refinerías de Corpus Christi y Lemont, mientras que en la refineria de Lake Charles se encuentra en fase de construcción los Sistemas de Reducción de NOx.

A través de la Refinería Chalmette, una empresa mixta de participaciones iguales entre PDVSA y ExxonMobil, PDVSA tiene una participación en capacidad de refinación de 92 MBD en una refinería localizada en Chalmette, Louisiana. La Refinería Chalmette procesa crudo extrapesado mejorado producido por la empresa mixta Cerro Negro. PDVSA (a través de PDV Chalmette) tiene la opción de comprar hasta 50% de los productos refinados producidos en la Refinería Chalmette. Durante el año 2007, las inversiones realizadas fueron con el propósito de poner al día la refinería para cumplir con las regulaciones ambientales actuales. Esto incluye el programa de Bajo Contenido de Azufre para producir Diesel de Azufre Ultra Bajo, (programado a comenzar para abril de 2008) y Gasolina de Bajo Contenido de Azufre (actualmente en operación). La refinería fue afectada en el 2005 por el huracán Katrina y su recuperación fue excepcional (sólo 2 meses y medio de pérdida de utilización). Durante el año 2007, se alcanzaron varias metas en cuanto al área ambiental, destacándose un mejor rendimiento en el proyecto de manejo de Gas, permisos para la disposición del agua y cierre seguro de las antiguas lagunas de tratamiento de agua.

PDV Holding y ConocoPhillips poseen una unidad de destilación de crudo al vacío de 110 MBD y una unidad de coquificación retardada de 58 MBD, integradas dentro de una refinería existente propiedad de ConocoPhillips en Sweeny, Texas. En esta instalación, cada socio posee 50% de participación. ConocoPhillips, ha entrado en acuerdos de suministro de crudo a largo plazo con PDVSA para abastecer a la Refinería Sweeny con crudo pesado ácido. Los ingresos de la Empresa Mixta Sweeny consisten de los honorarios pagados por ConocoPhillips a la Empresa Mixta bajo el acuerdo de procesamiento, más cualquier ingreso proveniente de la venta de coque a terceras partes. Un aspecto destacado de este negocio durante el año 2007, está constituido por las ganancias de la venta de coque, las cuales han sido mayores a las presupuestadas para el año debido a los altos precios de venta en el mercado Norteamericano.

PDVSA posee 50% de la Refinería Hovensa L.L.C en las Islas Vírgenes de los EE.UU. que era anteriormente propiedad de Hess Oil Virgin Islands Corporation, con una capacidad actual de

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refinación de aproximadamente 495 MBD. La empresa mixta ha firmado contratos de suministro a largo plazo con PDVSA por hasta 60% de sus requerimientos de crudo. Durante 2002, Hovensa completó la construcción de una unidad de coquificación retardada e instalaciones relacionadas que había estado construyendo a propósito de la formación de la Empresa Mixta. Hovensa también ha estado invirtiendo en un Programa de Bajo Contenido de Azufre para cumplir con las regulaciones ambientales existentes. Este programa incluye una unidad de Diesel de contenido de Azufre Ultra Bajo (actualmente en operación) y Gasolina de Contenido de Azufre Bajo, el cual se espera esté iniciando operaciones en Enero de 2008. También en proyectos mayores, se espera en el año 2008 la culminación de los Proyectos Expansión de la Turbina GT-13 a finales del mes de marzo y Tratamiento de Aguas II a mediados del mes de junio. Europa A través de Rühr Oel GmbH (ROG), una empresa mixta propiedad 50% de PDVSA y 50% de Deutsche BP, se tiene una participación patrimonial en cuatro refinerías en Alemania (Gelsenkirchen, Neustadt, Karlsruhe y Schwedt), cuyas capacidades de refinación de crudo al 31 de diciembre de 2007, eran de 230 MBD, 260 MBD, 312 MBD y 240 MBD, respectivamente. ROG también posee dos complejos petroquímicos (Gelsenkirchen and Münchmünster.) El complejo Gelsenkirchen incluye unidades modernas a gran escala que están integradas con las refinerías localizadas en el mismo complejo y produce, principalmente, olefinas, productos aromáticos, amoníaco y metanol. El complejo Münchmünster, integrado con la refinería cercana de Bayernoil (Neustadt), produce principalmente olefinas. Los complejos petroquímicos de ROG tienen una capacidad de producción promedio de aproximadamente 3,8 millones de toneladas métricas (MMTM) de olefinas por año, productos aromáticos, metanol, amoníaco y varios otros productos petroquímicos. Durante el año 2007, se reportó gran avance en el proyecto de adecuación ISAR de la refinería de Bayernoil (Neustadt), el cual se espera este operativo a finales de junio de 2008. Asimismo, para cumplir con las regulaciones ambientales exigidas por la Comunidad Europea, las refinerías de ROG están realizando considerables inversiones en esta área, destacándose en el 2007 la completación de la adecuación de la Unidad de Separación de Reformado de la refinería de Gelsenkirchen, la reconstrucción del Sistema de Recobro de Azufre en el sitio de Horst y el incremento de capacidad en recobro de azufre y reconstrucción de unidades de tratamiento de gas en el sitio de Sholven. A través de AB Nynäs Petroleum, empresa mixta propiedad en 50,001 % de PDV Europa y 49,999% de Neste Oil, se tiene una participación en tres refinerías especializadas: Nynäshamn y Gothenburg, en Suecia, y Dundee en Escocia. La capacidad de refinación de éstas para el 31 de diciembre de 2007 era de 29 MBD, 11 MBD y 9 MBD respectivamente. Las refinerías Nynäs están diseñadas especialmente para procesar crudo pesado ácido. PDVSA a través de Nynäs también posee 25% de participación en una refinería en Eastham, Inglaterra, especializada en la producción de asfalto, que tiene una capacidad de refinación de 18 MBD.

La Refinería Nynäs en Nynäshamn produce asfalto y aceites especiales de bases nafténicas. Y en Dundee, Gothenberg y Eastham son especializadas en producción de asfalto. Nynäs compra crudo de PDVSA y produce asfalto y aceites especiales de bases nafténicas. Es importante destacar que las proporciones de componentes nafténicos, parafínicos y aromáticos del crudo pesado ácido venezolano, lo convierte en una materia prima particularmente apropiada para ambos productos. Los productos de asfalto se utilizan para la construcción de carreteras y en varios propósitos industriales. Por su parte, los aceites especiales de bases nafténicas se utilizan, principalmente, en transformadores eléctricos, como aceites para procesos mecánicos y en industrias de goma y tintas para impresión. Aspectos resaltantes para Nynäs durante el año 2007 fueron la firma de un nuevo convenio de suministro de crudo con PDVSA, la firma de un nuevo convenio de suministro de insumos con la refinería Lyondell en Houston y la obtención de muy buenos márgenes en el negocio de nafténicos.

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La siguiente tabla muestra el balance consolidado de refinación nacional e internacional detallando; la capacidad de refinación, aportes de crudo provenientes de producción propia/terceros, compra de insumos y tasa de producción.

Capacidad Total de RefinaciónParticipación neta de PDVSA

Alimentación a Refinación (1) Crudo - Suministrado por PDVSA (2)Liviano 446 16% 466 16% 456 16%Mediano 858 31% 607 21% 595 21%Pesado 478 17% 776 27% 782 27% Subtotal 1.782 64% 1.849 64% 1.833 64%Crudo - Suministrado por TercerosLiviano 387 14% 449 15% 396 14%Mediano 116 4% 108 4% 151 5%Pesado 236 8% 242 8% 230 8% Subtotal 739 26% 798 28% 777 27%Otros InsumosSuministrados por PDVSA 182 6% 164 6% 155 5%Suministrados por Terceros 98 3% 88 3% 84 3% Subtotal 280 10% 253 9% 239 8%Alimentación Total a Refinación (3)Suministrado por PDVSA 1.964 70% 2.013 69% 1.988 70%Suministrado por Terceros 837 30% 887 31% 860 30% Alimentación Total a Refinación 2.801 100% 2.900 100% 2.848 100% Factor de Utilización (4)

Productos Obtenidos (5)Gasolinas / Naftas 937 33% 960 33% 955 34%Destilados 892 32% 985 34% 934 33%Residual de bajo Azufre 75 3% 69 2% 62 2%Residual de alto Azufre 274 10% 246 8% 247 9%Asfalto / Coque 130 5% 132 5% 118 4%Lubricantes 13 0% 18 1% 17 1%Petroquímicos 107 4% 87 3% 85 3%Otros 434 15% 449 15% 497 17% Total Producido 2.862 102% 2.947 102% 2.916 102%Ganancias/pérdidas -61 -2% -47 -2% -68 -2% Total Producido 2.801 100% 2.900 100% 2.848 100%

81% 85% 82%

4.287 4.287 4.5523.098 3.098 3.207

2007 2006 2005MBD MBD MBD

(1) El crudo producido por PDVSA aportó 70%, 69% y 70% de los requerimientos totales de crudo e insumos de las

refinerías en las que posee participación para los años 2007, 2006 y 2005, respectivamente. (2) Incluye suministros de entidades que no están sujetas a nuestro control. (3) Contabiliza la participación de PDVSA en crudo y otros insumos. (4) Cociente entre el crudo total para refinación y la participación de PDVSA en capacidad de refinación. (5) La participación de PDVSA en la gama de productos.

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Nuevos Proyectos de Refinación La estrategia de refinación enmarcada dentro del Plan Siembra Petrolera, como ya se indicó, se enfoca en la expansión de la capacidad y en el mejoramiento de la eficiencia de las operaciones aguas abajo. Las reservas de crudo de Venezuela están constituidas mayormente por crudos pesados y extrapesados (aprox. 69% de las reservas probadas), por lo que el Plan Siembra Petrolera de Refinación está orientado a incrementar la capacidad de procesamiento de estos crudos, mediante la implementación de los siguientes proyectos en Venezuela:

• Mejoradores de Crudos Extra Pesados de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), en trenes de 200 MBD.

• Refinería Cabruta = 400 MBD, dos fases de 200 MBD c/u. • Refinería Batalla de Santa Inés = 50 MBD. • Refinería Zulia = 200 MBD (en previsualización). • Refinería Caripito = 50 MBD, en proceso de desarrollo de los estudios sobre

oportunidades de mercado del producto (asfalto). • Adecuación de plantas existentes (Centro de Refinación Paraguaná, Refinería

Puerto La Cruz y Refinería El Palito), lo cual, modificará el patrón de refinación actual logrando incrementar el procesamiento de crudos pesados venezolanos.

En las refinerías ubicadas en los EE.UU., Europa y el Caribe se realizarán inversiones con el fin de cumplir con los estándares de calidad estipulados por esos mercados. En adición, se invertirá en la expansión de las refinerías de Kingston-Jamaica (de 36 a 50 MBD) y Cienfuegos-Cuba (de 65 a 150 MBD). Igualmente se adelanta la ingeniería de una nueva refinería con Petrobrás en el nordeste de Brasil, para una capacidad de 200 MBD y se han iniciado los estudios para nuevas refinerías en Manabí, Ecuador (300 MBD), El Supremo Sueño de Bolívar en Nicaragua (150 MBD, en dos etapas de 75 MBD cada una), Caribe Oriental en Dominica (10 MBD), Belice (10 MBD), China (tres refinerías de 400 MBD, 200 MBD y 200 MBD, respectivamente), Siria (140 MBD) y Vietnam (200 MBD). 4. Comercio y Suministro a. Exportaciones La gestión de Comercio y Suministro se desenvolvió durante el año 2007 en el contexto de un mercado mundial de crudos caracterizado por altos márgenes de refinación, continuación de los problemas de producción en Nigeria, una oferta de crudos que no crece al mismo ritmo de la demanda y la percepción de que la economía de los Estados Unidos comienza a deteriorarse pudiendo afectar la economía mundial.

En este entorno se continuó materializando las estrategias generales del comercio de PDVSA:

• Suplir prioritariamente el mercado interno mediante el suministro confiable y oportuno de crudos y productos.

• Lograr los mejores precios del mercado internacional en la comercialización y venta de hidrocarburos.

• Disminuir costos asociados a transporte, almacenamiento e infraestructura.

• Diversificar los mercados para nuestros crudos y productos con visión hacia el mercado asiático (China) y dar soporte a la integración energética con los países de Suramérica, Centroamérica y el Caribe.

• Honrar los acuerdos gubernamentales a nivel internacional suscritos para suministro, intercambio y obtención de financiamientos.

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Las exportaciones de la nación de crudos y productos al mercado en el año 2007, alcanzaron 2.789 MBD, lo que representa una disminución de 186 MBD con respecto al año 2006 (2.975 MBD) debido fundamentalmente a una menor producción de crudos. De este total, las exportaciones de crudo, fueron de 2.116 MBD y 673 MBD de productos refinados en Venezuela y líquidos del gas natural (LGN).

Tabla Exportación Nación (MBD)

- - 53 89 2.615 2.612 2.527 2.275

2007 2006 (1) 2005 2004 2003Total (petróleo y productos) 2.789 2.975 3.023 2.786 2.429 Empresas filiales 2.496 2.615 2.612 2.474 2.186

Pdvsa Petróleo 2.390 2.482 2.454 2.407 2.125 Pdvsa Gas 67 74 56 49 51 Bitor 26 43 86 - - Commerchamp 13 16 16 18 10

Terceros en la Faja 293 360 411 312 243

Petróleo 2.116 2.210 2.206 2.135 2.016 Empresas filiales 1.874 1.917 1.876 1.867 1.773

Pdvsa Petróleo 1.874 1.917 1.876 1.814 1.684 Liviano 567 634 689 624 657 Mediano 290 255 248 298 299 Pesado y extrapesado 1.017 1.028 939 892 728

Bitor (2) - - - 53 89 Terceros en la Faja 242 293 330 268 243 Productos (refinados y Orimulsión®) 673 765 817 704 502 Empresas filiales 622 698 736 660 502

Pdvsa Petróleo 516 565 578 593 441 Gasolinas y naftas 80 95 87 103 108 Destilados 133 140 162 178 110 Combustible residual ("fuel oil") 160 174 189 174 124 Asfalto 10 16 20 20 10 Kerosen/Turbocombustibles/Jet 59 58 60 61 57 Otros 74 82 60 57 32

Pdvsa Gas 67 74 56 49 51 Bitor 26 43 86 - -

Orimulsión® (2) - 25 86 - - Combustible residual ("fuel oil") 26 18 - - -

Commerchamp 13 16 16 18 10 Combustible residual ("fuel oil") 4 8 8 11 5 Kerosen/Turbocombustibles/Jet 9 8 8 7 5

Terceros en la Faja (coque, azufre) 51 67 81 44 -

EXPORTACIONES DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

Detalle por empresa exportadora y tipo de hidrocarburo

(MBD)

ExportacionesAños 2003 a 2007

Cifras en MBD

(1) Se incluyen exportaciones de 5,4 MBD y 13 MBD de Orimulsión® correspondientes a la alícuota de

Bitor y Terceros en la empresa Sinovensa. (2) Bitor para el año 2003 y 2004 se incluía en crudos, a partir del año 2005 se incluyó en los productos. En cuanto a los destinos de las exportaciones totales de petróleo en el 2007 1.461 MBD (69%) fue exportado a los países de Norteamérica (incluyendo a la isla estadounidense de Saint Croix en el Caribe); 316 MBD (15%) al Caribe; 16 MBD (1%) a Centroamérica; 24 MBD (1%) a Suramérica;176 MBD (8%) a Europa; 112 MBD (5%) a Asia, 9 MBD (0,4%) a África y 2 MBD de exportaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco.

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Del total de productos refinados y líquidos del gas natural generados en Venezuela aproximadamente 673 MBD (53%) fueron exportados. De éstos, 230 MBD (34%) se vendieron a los países de Norteamérica (incluyendo a la isla estadounidense de Saint Croix en el Caribe); 169 MBD (25%) al Caribe; 17 MBD a Centroamérica (3%); 50 MBD (7%) a Suramérica, 97 MBD (14%) a Europa, 87 MBD (13%) a Ásia; 8 MBD (1 %) a África y 15 MBD (2 %) a localidades no registradas por tratarse principalmente de naves en tránsito.

A continuación se muestra la tabla de exportaciones por destino efectuados al 31 de diciembre 2007 y 2006 de petróleo y productos:

EXPORTACIONES DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS DE VENEZUELA Detalle por país de destino y tipo de hidrocarburo

(MBD)

Petróleo (3) Productos Total Petróleo (3) Productos Total

Destino 2007 (*) 2006 2007 2006 2007 2006 Destino 2007 2006 2007 2006 2007 2006

Total (1) 2116 2210 673 765 2789 2975 Europa 176 230 97 114 273 344Norteamérica 1461 1449 230 255 1691 1704 Alemania 27 20 - - 27 20

E.U.A. Continental 1145 1158 218 242 1363 1400 Bélgica 15 16 - 2 15 18E.U.A.: Saint Croix (2) 295 280 1 2 296 282 Bulgaria - - 3 2 3 2Canadá 21 11 8 8 29 19 Croacia - - 2 3 2 3México - - 3 3 3 3 España 41 78 20 29 61 107

Caribe insular 316 363 169 152 485 515 Francia 2 12 11 18 13 30Curazao 201 226 8 15 209 241 Grecia - - 10 9 10 9Caribe insular 2 115 137 161 137 276 274 Holanda 27 31 10 17 37 48

Aruba 20 29 1 - 21 29 Italia 16 9 18 13 34 22Bahamas 1 4 90 64 91 68 Malta - - - 1 - 1Bonaire 2 9 - 2 9 Portugal - 11 1 1 1 12Cuba 45 41 42 38 87 79 Reino Unido 26 36 20 18 46 54Jamaica 22 19 3 4 25 23 Suecia 20 15 - - 20 15Puerto Rico - - 7 1 7 1 Otros 2 2 2 1 4 3Rep. Dominicana 12 15 16 28 28 43 Asia 112 93 87 137 199 230San Eustaquio - 2 2 2 2 4 China 85 46 10 51 95 97St. Lucia 5 7 - - 5 7 India 22 44 - 1 22 45Trinidad 8 11 - - 8 11 Japón 5 - - - 5 -

Centroamérica 16 22 17 14 33 36 Líbano - - - 1 - 1Costa Rica 13 13 9 8 22 21 Malasia - 1 - 1 - 2El Salvador 2 4 1 1 3 5 Singapur - 2 52 70 52 72Guatemala - - 2 - 2 - Turquía - - 25 13 25 13Honduras - - 3 2 3 2 Africa 9 11 8 11 17 22Nicaragua 1 5 - - 1 5 Angola - - 1 - 1Panamá - - 2 3 2 3 Costa de Marfil 9 11 - - 9 11

Suramérica 24 42 50 38 74 80 Marruecos - 7 7 7 7Argentina - - - 1 - 1 Nigeria - - 1 - 1Bolivia - 2 2 2 2 Senegal - - 1 - 1Brasil - - 13 20 13 20 Túnez - 1 1 1 1Chile - - 2 3 2 3 Otros (4) 2 - 15 44 17 44Colombia - - 1 2 1 2 Faja 2 - 2 27 4 27Ecuador (*) - - 30 8 30 8 Commerchamp - - 13 17 13 17Paraguay - 1 1 1 1Perú 1 13 1 1 2 14Uruguay 23 29 - - 23 29

(1) Se incluye PDVSA Petróleo, empresas de la Faja, Bitor y LGN de Pdvsa Gas(2) Las exportaciones a la isla caribeña estadounidense Saint Croix, se incluyen en Norteamérica y no en el Caribe

(3) Petróleo: Incluye petróleo crudo y petróleo mejorado(4) Otros: En la Faja: Destinos no suministrados por socios de la Faja. Commerchamp: Ventas de

combustibles a naves en tránsito, en aeropuertos y puertos internacionales del país.

El nivel de las exportaciones de Commerchamp, filial de PDVSA dedicada a la venta de combustibles a las naves en tránsito en puertos y aeropuertos internacionales del país, fue de 4,2 MBD de combustible residual para barcos y 8,3 MBD de combustible para motores a reacción de aeronaves, totalizando 12,5 MBD.

En materia de comercialización internacional de productos al detal, a cargo de Commercit, esta empresa logró exportar 618 mil galones a través de las filiales internacionales PDV Ecuador, PDV Brasil y PDV Guatemala; ésta última para el mercado de ese país, de El Salvador y de Belice.

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La comercialización internacional deja en 2007 logros asociados a las diversas estrategias. En la tabla siguiente, se muestran las ventas de productos en las cuales, además de las exportaciones, se incluyen ventas desde la Refinería Isla, operada por PDVSA en Curazao, y transacciones de compra-venta en el exterior, realizadas en pequeña cantidad para satisfacer acuerdos internacionales.

Tabla Resumen de ventas de productos a nuevos mercados (MBD)

La visión particular hacia el mercado asiático enmarcada en la estrategia de diversificación de mercados, resultó en un aumento del comercio de productos a 209 MBD, y si incluimos las ventas de crudo, a un total de 324 MBD en comparación con 287 en el año anterior.

También se puede apreciar en las cifras de la tabla anterior, la implementación de la estrategia de la integración energética fortalecida dentro del marco de los acuerdos de cooperación energética, con la firma de nuevos contratos de suministro de crudos y productos: con Ecuador para el intercambio de crudo por productos; con Nicaragua para el suministro inicial de hasta 10 MBD. El 29 de abril, gracias al Acuerdo Energético del Alba, aumentaron las cuotas de Nicaragua de 10 a 27 MBD, Haití de 7 MBD a 14 MBD, y Bolivia de 200 MBD a 250 MBD.

En síntesis, la gestión internacional del comercio de PDVSA deja un satisfactorio balance de ventas a precios de mercado, con soporte a la unión latinoamericana, ampliación de mercados hacia el hemisferio oriental y cumplimiento de todos los acuerdos internacionales. b. Mercado Interno El suministro al mayor de productos derivados del petróleo a toda la geografía nacional está a cargo de la Organización de Comercialización y Distribución Venezuela de PDVSA Petróleo.

Ventas de productosDestino 2007 2006 Variación

Caribe insular 195 173 13%Centroamérica 27 14 90%Suramérica 82 63 29%Asia 209 183 14%

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Tabla Ventas de PDVSA al mercado local de Líquidos y Gas

2007 2006 2005 2004 2003

Líquidos (MBD) 564 548 506 485 432Gas natural licuado (MBD) 82 83 78 69 58Productos Refinados (MBD) 482 465 428 416 374

Gasolinas para automóviles 274 257 240 232 209Gasóleos y destilados 137 133 121 115 98Residual 41 45 40 42 45Asfaltos 11 11 8 6 5Kerosén y turbocombustibles 6 5 6 5 5Otros (1) 6 7 7 7 5Aceites, lubricantes y grasas 4 5 5 5 5Naftas 2 1 1 2 1Azufres y otros químicos 1 1 1 2 1

Gas natural (MBpe) 512 431 392 354 302

Total Liquidos y Gas natural (MBpe) 1077 979 898 839 734

Gas natural (MMPCD) 2973 2632 2394 2055 1751

Gas natural ($/MPC) 0,77 0,54 0,54 0,55 0,61

Líquidos ($/Bl) 7,29 7,07 6,97 7,44 6,61

Notas(1) Otros: propileno, negro humo, solventes, parafinas, gasolina de aviación, gasolina blanca y coque.

Durante el año 2007 el consumo de gasolinas para automóviles aumentó en 17 MBD (6,7%) con respecto al año anterior; los demás productos conservan niveles de consumo semejantes a los de años anteriores. Un aspecto interesante que puede apreciarse en la tabla es el importante subsidio para el consumo local.

La gestión se caracterizó por satisfacer de manera consistente el mercado interno, y mejorar significativamente la confiabilidad operacional, fortalecer su red de distribución con miras al crecimiento de la demanda que acompaña al desarrollo nacional, respaldar ampliamente a pequeñas empresas y cooperativas a través de su contratación y adiestramiento, aumentar las operaciones fronterizas, ejecutar numerosas obras civiles para la sociedad y crear nuevos puestos de trabajo.

En cuanto a la confiabilidad del suministro, los niveles de inventario de productos blancos de consumo masivo se mantuvieron en un 95,5 % de la meta promedio nacional, de 65% de la capacidad de almacenamiento. Se realizó el mantenimiento a numerosos tanques de almacenamiento (Bajo Grande, Guatire, El Guamache, Maturín, Yagua), se alcanzó la certificación ISO 9000 en el Distrito Centro, y cero “no conformidades” en auditorías de mantenimiento al sistema de calidad del Distrito Occidente. Se dedicaron recursos cuidadosamente jerarquizados para incrementar la confiabilidad de los procesos medulares de recepción, almacenaje y despacho, actualizando para ello la instrumentación y control, e implantando tecnologías de punta para su alimentación con energía ininterrumpida para una

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administración de paradas de emergencia más eficiente así como para el aumento de la tasa de despacho y la protección de motores de bombeo. Se incorporó la Gerencia de Servicio Logístico en la estructura organizativa del Distrito Centro para apoyar al Plan Vial Nacional, al suministro a puertos y aeropuertos, y al desarrollo social, particularmente a través del fomento de las empresas de producción social (EPS.)

También con la finalidad de robustecer la confiabilidad del suministro al mercado local, PDVSA Petróleo ejecutó un plan extraordinario de mantenimiento de sus plantas de distribución a través de 389 contratos. Es importante destacar que este plan significó un importante estímulo para proveedores nacionales ya que del flujo de efectivo asociado de 37,67 millones de dólares menos del 1% se dedicó a empresas tradicionales, siendo prácticamente la totalidad de este plan ejecutado con empresas de producción social y pequeñas y medianas empresas.

Con miras a las operaciones del futuro que deberán satisfacer el sostenido crecimiento de la demanda, múltiples proyectos avanzaron. En lo que respecta a proyectos en etapas de diseño, se finalizó la ingeniería conceptual de la reubicación de la planta de distribución Catia La Mar, la visualización de la planta de distribución de Táchira, y el estudio preliminar del aumento de capacidad del poliducto El Palito – Barquisimeto. Avances físicos se registraron en diversos proyectos mayores, de ellos los más relevantes son el de Suministro a Falcón y Zulia (Sufaz) que se encuentra en fase de fabricación de tuberías, y el de ampliación de la Red Sumandes sector Zulia (“SLZ”), en obras a un tercio de su culminación.

Gas Natural Vehicular (GNV)

Simultáneamente con la ampliación futura de distribución de combustibles tradicionales se trabajó en las bases para la sustitución masiva del la gasolina como combustible automotor por el “gas natural vehicular” (GNV), que es un combustible más limpio, menos costoso, y cuyo uso permitirá liberar cuantiosas cantidades de líquidos del mercado interno para la exportación. En esta dirección se dieron los primeros pasos para la construcción del parque industrial de fabricación de envases, compresores y surtidores, se adquirió un nutrido inventario de equipos de conversión provenientes de Argentina, se generaron 77 nuevos puntos de expendio y unos 400 vehículos fueron convertidos al uso dual de GNV y gasolina. El proceso experimentó dilación por factores exógenos y nacionales: por un lado, la gestión de procura para disponer de 100 mil equipos de conversión para el año 2007 no fue todo lo efectiva que se esperaba, debido en parte al aumento mundial de la demanda de estos equipos; y por el otro, el alto nivel de uso de los vehículos estatales atenuó significativamente la posibilidad de que sus usuarios los cediesen para las pruebas y conversiones.

En vista de lo anterior, se prevé para el año 2008 la conveniencia de acelerar aún más la construcción y acuerdos de operación del parque industrial así como la implantación de una política de estímulo a los entes del Estado para que se involucren con el programa de conversiones.

c. Deltaven, S.A

Deltaven, S.A. como empresa distribuidora de productos derivados de petróleo, atendió a consumidores de combustibles y lubricantes en el país comprendidos principalmente por tres grandes categorías:

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• Estaciones de servicio. • Puertos y aeropuertos. • Sector industrial, principalmente eléctrico y ferrominero.

Su gestión se caracterizó por un suministro confiable durante todo el año, con moderada expansión en un mercado de bajo crecimiento. Comercializó 278 MBD productos, un 2% más que el año anterior, descompuestos de la siguiente manera: combustibles de uso automotor al detal: 134 MBD; combustible industrial: 93 MBD; combustible residual: 41 MBD; combustibles de aviación: 5 MBD y especialidades: 5 MBD que incluye asfalto (4,3 MBD), del que Deltaven es el principal proveedor en el país.

Para su actividad, Deltaven abasteció 987 estaciones de servicio, las que constituyen un 53 % de las 1.860 estaciones del país, siendo por lo tanto la marca PDV la de mayor presencia en comparación con todas las otras marcas juntas: Trébol, BP, Texaco, etc. En 2007, se añadieron 11 nuevas estaciones de este tipo: Puerto Vivas, en Barinas; Puerto Viejo y Palmarito, en Mérida; La Vela y Puerto Cumarebo, en Falcón; Robledal, Pampatar y Boca del Río, en Nueva Esparta; Cata, en Aragua; Playa Blanca, en Carabobo, y La Zorra en Vargas.

Además del cumplimiento de las responsabilidades operativas y sociales, Deltavén se ocupó por mejorar las características y condiciones dentro de las cuales se realizan una serie de progresos: se culminó la construcción del módulo de despacho del aeropuerto de Valencia; se culminó la remodelación de diversas estaciones de servicio (E/S), y se ejecutan otras, destacándose: E/S El Río, E/S Veitia, E/S Carabobo, E/S Santa Elena de Uairén y E/S Río Catatumbo; se inició en la planta envasadora de Cardón la preparación del nuevo lubricante “Ultradiesel MT” para uso en plantas eléctricas; se completó el “Registro de Actividades Susceptibles de Degradar el Ambiente” (R.A.S.D.A.) para las estaciones de servicio y para la flota automotor de transporte de combustibles; se inició el proceso de certificación ISO 9001:2000, lográndose avances del 38%; se ejecutó el cambio de imagen en 64 EE/SS generando 1.884 empleos directos e indirectos (a la fecha se han completado 533 EE/SS de un total de 739); se realizaron campañas promocionales para el fortalecimiento de la marca PDV en el mercado nacional.

La visión hacia el futuro luce optimista con miras a la inauguración de nuevas estaciones de Servicios (E/S): E/S José Gregorio Hernández, en Portuguesa y E/S Ojo de Agua, en Miranda; E/S Parador Turístico Yagua en Carabobo; E/S Mirador en Portuguesa; Internacional Santa Elena de Uairén, en Bolívar, y aquéllas de promoción del desarrollo de la actividad pesquera en: Cata, El Baúl, Manzanillo, Boquerones, Arismendi, El Samán, El Hatillo, San Rafael de Atamaica, El Yagual, Las Bonitas y La Urbana.

5. Transporte/Buques y Tanqueros Las organizaciones navales de PDVSA se desenvolvieron en 2007 en un mercado de fletes internacionales muy competitivo y con tendencia a la baja disponibilidad de buques debido a la situación mundial de exigencias operacionales, derivadas de medidas de seguridad sin precedentes que además originaron altas primas de seguro.

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a. Suministro y Logística La organización de suministro y logística de PDVSA desarrolló una intensa actividad naviera para la logística del suministro de hidrocarburos en el ámbito nacional e internacional. Esta actividad se puede apreciar por la coordinación logística de los buques propiedad directa de PDV Marina más la de buques fletados de manera ocasional o por plazos de tiempo, lo que equivale a una flota de unos sesenta barcos simultáneamente cada mes del año. También desarrolló fructíferos esfuerzos para bajar los costos de almacenamiento y transporte y para mejorar la composición de la flota fletada.

Los costos de almacenamiento de hidrocarburos en el exterior disminuyeron a consecuencia de la selección de tancaje, el esfuerzo de negociación de tarifas y el control financiero y operacional. También bajaron los costos de transporte debido a una disminución a la mitad de las demoras en los despachos desde almacenamiento en el exterior, en especial los de "fuel oil" que bajaron a cero demoras.

La flota controlada (buques fletados por tiempo), se renovó incorporando naves que se adecúan a las nuevas regulaciones ambientales y de seguridad marítima (doble casco, sistemas de control Marpol4) y que además son más versátiles para los nuevos requerimientos de los mercados. Siete de estos buques de bandera extranjera se incorporaron al servicio de cabotaje para reforzar las operaciones en el mercado interno, incluyendo el suministro de propano a El Tablazo, y de gas licuado de petróleo (GLP) al sistema Carenero-Guatire, para la fabricación de productos petroquímicos y el garantizar abastecimiento del combustible de cocina, respectivamente. Además, se mejoraron los términos de contratos de fletamento de buques, por ejemplo las cláusulas de terminación, reclamo de demoras, tiempo de plancha y operaciones.

Mención especial en la gestión de Suministro y Logística merece la toma y control de las operaciones y programaciones de despacho y recibo relacionadas con las empresas procesadoras de crudo extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco, toda vez que PDVSA asumió el control operacional de ellas (en vías hacia la transformación a Empresas Mixtas con mayoría accionaria del Estado.

b. PDV Marina PDV Marina es una empresa de PDVSA 100% propietaria de 21 buques; trece de ellos son propiedad directa de la misma y ocho son propiedad de su filial Venfleet, los cuales navegan con bandera panameña.

Los trece de propiedad directa, de tamaños que varían entre "handy size" y "aframax", permiten el manejo de diversidad de hidrocarburos: gas licuado de petróleo (dos), asfaltos (dos), lubricantes y productos químicos (dos), productos refinados blancos (cuatro), y petróleo (tres). Durante el año 2007, se inició el proceso de reemplazo de dos de los buques petroleros de propiedad directa, por haber agotado su vida útil para el transporte, y por tanto se utilizan para fines de almacenamiento. Por su parte, los ocho buques de la flota de Venfleet, todos de tamaño "lakemax", están dedicados exclusivamente al transporte de petróleos.

4 Marpol (abreviación de polución marina) es un convenio internacional (resultante en un conjunto de normativas internacionales) para prevenir la contaminación causada por buques, el cual fue desarrollado por la Organización Marítima Internacional (OMI), organismo especializado de la ONU.

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Durante el año 2007, PDV Marina ejerció eficientemente el suministro del servicio de transporte de hidrocarburos, su misión principal, al tiempo que cumplió con el objetivo estratégico de promover el desarrollo endógeno del sector naviero nacional.

La empresa transportó un promedio de 830 mil barriles diarios (MBD) de crudos y productos, de los cuales 413 MBD corresponden al mercado doméstico. Esta intensa actividad, reflejada en los volúmenes transportados, estuvo asociada a las debidas previsiones en cuanto a las condiciones de operación de la flota, las cuales se combinaron con las estrategias del Estado. Así, para el mantenimiento de la flota se implantaron dos nuevas políticas: una orientada a la diversificación internacional del mantenimiento buques, que se inició con el dique seco del buque Proteo en Vietnam, y otra para el apoyo a la industria nacional materializada en las reparaciones generales especiales que recibieron buques con 20 años de servicio en los astilleros nacionales de Dianca, para lo cual se le dio apoyo a esta empresa en cuanto a la nivelación tecnológica de sus trabajadores. Se alcanza así una ampliación de sus capacidades en reparaciones y mantenimiento de buques de gran porte.

En cuanto a la calidad de la gestión, PDV Marina recibió nuevamente la certificación internacional “ISM Code”, del Instituto Nacional de los Espacios Acuáticos e Insulares (INEA), como autoridad marítima nacional, destacando éste el progreso conseguido en los índices de seguridad.

La tripulación venezolana a bordo de los buques del tipo “lakemax”, caracterizados por su alto tránsito en el Lago de Maracaibo, fue incrementada en un 74%. Anteriormente esta tripulación estaba compuesta mayoritariamente por personal extranjero.

Para el futuro cercano, las acciones tomadas en 2007 resultarán en importantes avances en cuanto a la calidad y la amplitud de la gestión. En el área laboral, se dilucida una nueva convención colectiva para el personal de mar, y además, se continúa avanzando en la implantación de las normas de la Ley Orgánica de Protección de Condiciones y Medio Ambiente de Trabajo.

En cuanto al mantenimiento futuro de los buques, está cerca la puesta en marcha de la repotenciación de talleres, lo que incluye la implantación del oficial de talleres y la implantación del módulo de mantenimiento de la herramienta informática SAP-PM. Estas medidas aumentarán la eficiencia del mantenimiento y la transparencia en el manejo de los recursos.

Las operaciones continuarán su mejora en seguridad. Los buques de casco sencillo (Paria, Caura, Morichal, Leander, y Moruy) serán reemplazados dando continuidad al trabajo iniciado en 2007. Igualmente se avanzó en alto grado (hasta un 95%) la implantación del Sistema Integral de Riesgo (SIR) PDVSA.

Finalmente, con gran optimismo, se destaca el Convenio de Asociación suscrito entre PDV Marina y “Petrochina International Company Limited” para la adquisición, operación, administración y manejo de una nueva flota de buques para el transporte de hidrocarburos al continente asiático, incluyendo tanqueros de gran capacidad, VLCC (“very large crude carrier”). En esta flota está planteado el uso de la bandera nacional y la incorporación de personal venezolano. De este modo se incrementará el empleo nacional, disminuirá el flete de buques extranjeros y se apoyará comercialmente la gestión de PDVSA.

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Desarrollo Naval Siguiendo con el ámbito marítimo, la gestión de la organización de PDV Naval, en evolución hacia su conformación como empresa, resalta por su aporte al desarrollo del parque naval y la industria pesada naval del país. En 2007 se dio inicio a la construcción en Brasil y Argentina de 2 de los 12 buques previstos a ser construidos en esos países, y se comenzó al mismo tiempo la ingeniería en Polonia de 4 buques tipo aframax que serán fabricados en la República Islámica de Irán. Simultáneamente con la adquisición de estos nuevos buques se adelantaron durante el año los acuerdos de transferencia tecnológica con los proveedores.

En materia de astilleros se esta gestionando firmar acuerdos con empresa coreana para la reactivación de Astinave, la que deberá comenzar en el primer trimestre del año 2008. También se actualizó el acuerdo firmado durante el año 2006 con la empresa brasileña Andrade Gutiérrez para la construcción del Astillero Nor-Oriental, el cual estará localizado en el estado Sucre. Ambos proyectos permitirán la construcción y mantenimiento de buques y plataformas en Venezuela, lo cual incrementa la autonomía en el transporte petrolero y en la producción de crudos Costa Afuera, y contribuye a consolidar la soberanía naval venezolana.

Finalmente, otro logro importante fue la constitución de la empresa Alba Naviera Venezolana (Albanave) cuyo anuncio oficial se da a comienzos de 2008, para el fortalecimiento del transporte marítimo-fluvial en Venezuela y toda la región caribeña, centroamericana y suramericana. Esta empresa se encargará de transportar carga seca, tal como el carbón de Guasare y las mercancías de CVG., Pequiven, Bariven, Mercal, etc. El proyecto incluye un brazo fluvial para el eje Orinoco-Apure, lo que permite visualizar en un futuro la exportación de productos agrícolas con el apoyo de PDVSA.

6. Investigación y Desarrollo

Las actividades de INTEVEP durante el 2007 se enmarcaron dentro de los compromisos del Plan Siembra Petrolera, apoyando a la Corporación en las áreas prioritarias de exploración y producción, refinación e industrialización, costa afuera y áreas tradicionales de crudos livianos y medianos. Se fortaleció la inversión social, el desarrollo endógeno y las empresas de producción social.

Se generaron 319 documentos técnicos, 12 artículos para revistas arbitradas y 7 boletines técnicos para divulgar nuevas tecnologías asociados a los procesos que apoyan la generación y optimización de esquemas de explotación de yacimientos de hidrocarburos. Se consignaron 37 solicitudes de patentes, 250 registros de marcas y 4 registros de derecho de autor. Se obtuvieron 25 títulos de patentes, 335 certificados de marcas y 4 registros de derecho de autor. Asimismo en el año 2007, se captaron 111 casos: 35 patentes, 73 marcas de las cuales se gestionaron 39, y 3 de registros de derecho de autor. Para apoyar los proyectos del PSP se aprobaron 36 normas PDVSA en el área de ingeniería de diseño y seguridad industrial e higiene ocupacional. El proceso de normalización técnica corporativa del CIT-INTEVEP obtuvo la certificación de calidad de Fondonorma. INTEVEP participó con 83 trabajos en congresos nacionales y con 118 en eventos internacionales, además se realizaron 102.249 ensayos analíticos y 320 asistencias técnicas, esfuerzos orientados a apalancar el desarrollo de los ejes del PSP, asimismo los laboratorios generales recibieron la acreditación por parte de SENCAMER. Durante el año 2007 se dedicaron 563.812 horas-hombre a servicios técnicos especializados, 456.528 a Investigación y Desarrollo y 50.824 a Investigación Básica, asimismo 156.051 para

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formación de personal. Se asignaron 29 personas a planes de formación en Venezuela y 36 a formación en el exterior, a fin de colaborar en el cierre de brechas técnicas y fortalecimiento de competencias necesarias para el desarrollo de los distintos proyectos de INTEVEP. Como respaldo a la protección de la propiedad intelectual de INTEVEP y su acervo tecnológico se firmaron 42 contratos de licencia de las tecnologías: SOLSURF®, INTEFLOW ® FOAMDRILL®, INTOIL®, ORIMATITA®, INTEBIOS®, THIXOGAS®, GREENOIL®, PERMAVISC™, SANTP®. Además se firmaron dos convenios de cooperación tecnológica: FUNVISIS y Universidad de Carabobo.

Dando continuidad al plan de desarrollo e implantación de la tecnología HDHPLUS®/SHP, como opción tecnológica a los procesos de conversión profunda, se completo la prueba experimental del proyecto del RELP alcanzando 21 días de estabilidad con conversión del 80%, reafirmando la confiabilidad de esta tecnología, asimismo se entregaron los libros correspondientes al diseño básico de las unidades HDHPLUS®/SHP para la Refinería Puerto La Cruz, elaborados entre INTEVEP y AXENS S.A.

Se completó la visualización de la refinería de Caripito para procesar 50 MBD de crudo cerro negro: (1) se desarrollaron pruebas en plantas piloto para la evaluación del comportamiento del crudo a esa escala, (2) se determinó los destinos finales de los subproductos (distintos al asfalto) que obtendría la refinería, (3) se desarrolló y completó un estudio socioambiental específico para la ubicación de la refinería en el estado Monagas, (4) se desarrollaron todos los documentos asociados a la contratación y (5) se establecieron los acuerdos de confidencialidad con las compañías seleccionadas para llevar adelante la ingeniería conceptual, básica y FEED del proyecto. En conjunto con el grupo de planificación del CRP se identificó la disponibilidad de 170 MBD de corrientes con potencial para el desarrollo del polo petroquímico Paraguaná; y se propuso un esquema global de procesos conformados por craqueo térmico y catalítico, y reformación de nafta liviana y pesada. Apoyando los procesos de integración energética se realizaron las visualizaciones y opciones de negocios de las refinerías: (1) Vietnam, procesando 200 MBD de un crudo sintético venezolano de 16° API, la inversión estimada es de 5.900 millones de dólares, con un VPN de 2.304 millones de dólares y un TIR de 14%, (2) Siria con una participación de PDVSA del 30%, procesando 140 MBD de los cuales 42 MBD son crudo sintético venezolano de 16° API, con un VPN de 981 millones de dólares y un TIR de 16,4%, (3) la refinería Supremo Sueño de Bolivar en Nicaragua con una capacidad de 150 MBD, (4) refinería en Argentina, procesando 10 MBD del crudo Chañares, para satisfacer compromisos de combustibles de PDV-Argentina. En el marco de la asistencia técnica en refinación, se entregó una propuesta de asistencia técnica especializada a PetroEcuador. Como parte del aseguramiento de mercados y respondiendo a las exigencias ambientales, se realizó la asistencia técnica a proyectos para la producción de diesel ultra bajo en azufre (ULSD, por sus siglas en inglés), en las refinerías Lemont, Lake Charles y Corpus Christi, a la que también se le evaluó el desempeño de la unidad de hidrotratamiento de gasolinas (SelectFining™), dando como resultado una selectividad del catalizador estable y un tiempo de vida estimada de 4 años; asimismo, se culminó la primera fase del desarrollo del modelo de predicción de calidad de gasolinas para las refinerías de PLC y CRP Amuay. Se revisó la propuesta de reactores en paralelo de Shell Global Solutions para producción de ULSD con el empleo de DHDV™ (revamp de la unidad de HDT 2 de Cardón). Fueron presentados al Comité de Etanol los estudios de la corrosividad de la gasolina con etanol al 10% v/v, cuyos resultados son de gran importancia para la toma de decisiones en el

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plan de adecuación de las instalaciones que se construirán para la introducción de la gasolina con el etanol, en septiembre de 2008. Como apoyo al proceso de optimización de los hidrocarburos y uso eficiente de los mismos fue aprobada por el Comité Mayor de Suministro (COMSUM) la propuesta técnica de reducción de octanaje MON de 87 a 85. Este cambio traerá un ahorro económico en la formulación del nuevo combustible, a la vez que no repercutirá en el desempeño de los vehículos que trabajan con 95 MON. En el marco del soporte brindado en la aplicación de tecnologías de INTEVEP para la construcción y mantenimiento de pozos, se obtuvo para la Corporación ahorros de 800 mil dólares, asimismo se perforaron exitosamente 10 pozos en campo Borburata (con tecnología propia PERMAVISC®). Se entregaron siete ingenierías conceptuales para la implantación de 26 equipos CYCINT™ en las Divisiones Occidente (Tomoporo), Oriente (Anaco, Norte, San Tomé y Morichal) y Centro Sur (Barinas) que manejaran un promedio de 910 MMPCD con ahorros en costos de fabricación de 1,3 millones de dólares. Instalados 2 equipos VORTEX en Campo Mara, incrementando la producción de gas en 800 MPCD. Se mantuvo el apoyo para garantizar la continuidad operativa de los proyectos de Magna Reserva, Exploración y Producción e INTEVEP, Cretáceo Lago, Mara La Paz, EFAI y Plataforma Deltana, mediante el manejo y la administración de datos, plataforma tecnológica, soporte especializado, generación de mapas, monitoreo y optimización de uso de licencias y gestión de licenciamiento, adiestramiento y consultoría especializada externa. Como respaldo al incremento de la productividad de yacimientos se controlaron altos cortes de agua en procesos de producción (MULTIGEL®) restituyendo 745 BNPD y se entregaron los diagnósticos y recomendaciones de estimulación de 28 pozos con potencial de 10.200 BNPD y 3 MMPCD; aunado a esto, se culminó la visualización e ingeniería de las instalaciones para la prueba piloto de combustión en sitio en el Campo Bare. Como soporte a las actividades concernientes al incremento del factor de recobro, se culminó la ingeniería conceptual de la tecnología para el mejoramiento de CP y XP en superficie (INT-MECS) y asimismo fue desarrollada la formulación de emulsiones de aceite en agua para transporte de CP y XP en San Diego Norte y Carabobo, optimizando el proceso y consumo de aditivos químicos. En relación a las actividades concernientes al crecimiento de áreas tradicionales, se logró un avance del 80% en levantamientos de GPS y gravimetría para la subsidencia del nuevo dique costanero: empleando sísmica de alta resolución y levantamiento de refracción sísmica para determinar propiedades del suelo. Dentro del Programa Integral de Explotación de Yacimientos en occidente, se culminó la Fase I del proyecto Cretáceo y se inició la Fase II del proyecto La Paz. Se culminó la ingeniería de detalle para el nuevo diseño de Planta Guara (Sistema Integral de Manejo de Fluidos). En cuanto al intercambio tecnológico con la empresa Cuba Petróleo (CUPET), se instalaron cinco bombas VRS en pozos de Varadero, con lo cual se logró un incremento de producción entre 11-200%, asimismo, se finalizó la interpretación sísmica estructural del área Tarara y Vía Blanca (Norte de Cuba) y el análisis palinológico de la formación San Galletano. Aunado a esto se estableció un programa de intercambio técnico para la formación acelerada de personal CUPET e INTEVEP en construcción de pozos. Se contribuyó con la oficialización de más de 129 MMMBls de POES así como en la certificación y oficialización de 20 MMMBls de petróleo y 5,7 MMMMPCN de gas de reservas probadas del bloque Carabobo, a través de la creación de mapas base, isotópicos y estructurales, y la administración de plataformas computacionales, soporte especializado y consultorías externas.

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Como apoyo para asegurar los volúmenes necesarios de gas establecidos en el PSP, se realizó junto con PDVSA Petróleo, el diseño conceptual de la plataforma de servicios del Campo Dragón y junto a PDVSA Gas el estudio de aseguramiento de flujo del gasoducto Dragón-CIGMA. En cuanto a los servicios e infraestructura interna, necesarias para el desarrollo de las distintas actividades, se concluyeron los trabajos de adecuación del edificio Rodomar, además la ingeniería de detalle de artes gráficas, norte 4; la ampliación de las salas de adiestramiento en el CREA (6 salas, 2 puntos, 66 personas), la ejecución de ingeniería conceptual, básica y detalle del auditorio de INTEVEP, las licitaciones generales para la construcción de urbanismo en el nuevo terreno y la construcción del centro de educación inicial y, por último, la ejecución de la ingeniería para la edificación del banco de datos. En el área de ambiente se realizaron simulaciones de 5 escenarios de derrame de hidrocarburos para planificar estrategias de acción frente a incidentes como el acontecido en Güiria, estado Sucre. Se realizó exitosamente prueba de campo del inhibidor de incrustaciones en base a Aloe Vera en pozo de Barinas. Adicionalmente, se completó el ensamblaje de la planta piloto PALS para el acondicionamiento de gas natural. 7. Ambiente y Seguridad a. Ambiente e Higiene Ocupacional

La mayoría de las filiales de PDVSA, tanto en Venezuela como en el exterior, están sujetas a diversas leyes y reglamentos ambientales que requieren gastos significativos para modificar sus instalaciones y prevenir o subsanar los efectos ambientales del manejo de desechos y derrames de agentes contaminantes.

PDVSA está llevando a cabo acciones para prevenir los riesgos ambientales, proteger la salud de las personas y preservar la integridad de sus instalaciones. Durante el año 2007, se ha ejecutado un Plan de Inversión a nivel de las áreas que contempla gastos de inversión relacionados con el manejo y disposición de efluentes ejecutándose aproximadamente 5,58 millones de dólares en proyectos relacionados con este renglón entre los que se pueden mencionar: construcción de canales de concreto para efluentes, levantamiento de muros, construcción de torres de enfriamiento, entre otros. En lo relacionado al cumplimiento del marco regulatorio ambiental se han ejecutado un monto de 17,1 millones de dólares. en las áreas relacionados con proyectos para conservación de cuencas, monitoreo de calidad de aire y en estudios de impacto ambiental entre otros. Adicionalmente, Ambiente e Higiene Ocupacional (AHO) ha ejecutado 1,9 millones de dólares en proyectos relacionados con estudios de línea base y diagnósticos ambientales. También se ejecutaron inversiones en negocios y filiales en la adquisición de equipos para prevención de riesgos ocupacionales, análisis de efluentes, medición de calidad de aire y materiales y dotación de laboratorios, por un monto de 125,8 millones de dólares.

Como parte de su responsabilidad ambiental, PDVSA mantiene un plan de saneamiento y restauración ambiental de los pasivos ambientales de PDVSA y sus filiales que se generaron hasta el 2004. Este plan contempla el saneamiento de fosas, lodos y crudos fuera de especificación, materiales y desechos peligrosos, instalaciones, equipos abandonados y por desmantelar, áreas impactadas por la actividad petrolera y las fuentes radioactivas. Al 31 de diciembre de 2007, se han saneado 2.554 fosas de hidrocarburos de un total de 13.460 fosas existentes, quedando por sanear 10.906 fosas. Se dispone de una reserva para el saneamiento en el 2007 por un monto de 809,9 millones de dólares

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CITGO ha recibido varias notificaciones de violación de la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos de América (Environmental Protection Agency - EPA) y otras agencias reguladoras, que incluyen notificaciones bajo el Federal Clean Air Act y podría ser designada como parte potencialmente responsable, conjuntamente con otras compañías, con respecto a las localidades que se encuentran bajo el Comprehensive Enviromental Response, Compensation and Liability Act (CERCLA). Estas notificaciones se están revisando y en algunos casos, se están tomando acciones de recuperación. CITGO se encuentra comprometido con negociaciones para establecer acuerdos con los organismos mencionados anteriormente.

En el año 2007 la Gerencia Corporativa de Ambiente e Higiene Ocupacional impulsó y coordinó la ejecución de proyectos y actividades como eje central de su gestión. Dentro de los logros más importantes se encuentran los siguientes: • En el 2007 el mayor logro de la Gestión de PDVSA en materia de los riesgos y peligros del

trabajo, tema de extrema importancia por tratarse de una industria de alto riesgo para la vida y la salud de las poblaciones trabajadoras, ha sido la conformación de un numeroso grupo de mujeres y hombres que, en número superior a las 1.500 personas, se han convertido en delegadas y delegados de Prevención, cuyas actividades durante este año han permitido mejorar las condiciones de trabajo de una gran cantidad de trabajadores, asegurar la disminución de contaminación del ambiente por malas prácticas operacionales y garantizar la integridad de numerosas instalaciones.

Esta gestión de los trabajadores de la nueva PDVSA es cónsona con los principios de participación protagónica establecidos en nuestra carta magna y apunta hacia que los trabajadores se apropien de sus condiciones de trabajo, así como en las comunidades sus habitantes se van empoderando para cambiar sus condiciones de vida.

• Se estableció un Programa de Pruebas Piloto para evaluar tecnologías para el tratamiento

(recuperación) del crudo fuera de especificación contenido en las fosas petroleras, que permitan el saneamiento integral de éstas. El programa ha permitido convertir este pasivo en activo financiero para la Corporación, por cuanto se lleva a una calidad de producto que puede ser incluido en la cuota de producción de crudo del país, generando ingresos económicos adicionales. Para la supervisión, seguimiento y control del saneamiento y en particular para estas pruebas, se impulsó la creación de siete (7) Empresas de Producción Social (EPS) constituidas por profesionales egresados de universidades nacionales.

• Se impulsó al desarrollo de EPS en el área de saneamiento de fosas así como el

apalancamiento de cooperativas dedicadas al área de recolección de aceites usados (registro, permisología y estrategia de recolección). En conjunto con la Gerencia Funcional de Apoyo Tecnológico de EPS de INTEVEP fueron capacitadas siete (7) cooperativas formadas por profesionales universitarios en el área ambiental en los servicios de supervisión ambiental de recuperación de crudo y saneamiento de fosas.

• Se realizaron dos conferencias nacionales de delegadas y delegados de prevención con

una asistencia total de 700 personas, quienes reflejan haber asumido el compromiso de sus funciones establecidas en la Ley Orgánica de Prevención, Condición y Medio Ambiente de Trabajo (LOPCYMAT) para la prevención de accidentes, enfermedades ocupacionales, daños al ambiente e instalaciones; con claro conocimiento de su corresponsabilidad, y por tanto asumen el derecho a participar de manera protagónica para mejorar las condiciones de trabajo, siendo centinelas de las desviaciones presentes en instalaciones y en la actitud de los trabajadoras y trabajadores.

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• Se elaboraron seis (6) Normas en Higiene Ocupacional de las cuales tres (3) están aprobadas por el Comité Técnico de Higiene Ocupacional y tres (3) en proceso de aprobación. Estas normas están alineadas con el marco regulatorio de esta materia y busca homogeneizar criterios y dar lineamientos técnicos, claros, precisos con el propósito de obtener resultados confiables, comparables que indiquen las estrategias y acciones a seguir con miras a prevenir daños a la población trabajadora y que van aplicados en cada una de las etapas de los proyectos planteados por PDVSA interna y externamente.

• Se inició en el mes de julio, el Postgrado de Higiene Ocupacional en Convenio con la

Universidad Bolivariana de Venezuela, bajo la denominación de Programa Especial de Formación, con 27 nóveles ingenieros a quienes se les darán las herramientas fundamentales, para que tengan la competencia necesaria para afrontar los retos que en materia de prevención se presenten en la construcción de este nuevo modelo productivo asociado al Plan Siembra Petrolera y en todas las etapas de los proyectos, de acuerdo a los requerimientos de la Corporación. Este programa sigue los lineamientos del Comité de Recursos Humanos y la Misión Alma Máter.

• Se determinó y conoció a escala generalizada (1:250.000) de la ecología de la Faja

Petrolífera del Orinoco (55.000 km2) y a escala semi - detallada (1:100.000) del área Junín (10.000 Km2) con reportes de fauna, flora, clima, vocación de los suelos, uso de la tierra, asentamiento de comunidades humanas, cursos de aguas superficiales, fragilidad de los sistemas, impactos ambientales y las interrelaciones que condicionan los procesos ecosociales y ambientales, garantizando la base de la planificación para el desarrollo socio ambiental sustentable de 200 mil personas que influencian actualmente la Faja Petrolífera del Orinoco, así como la sustentabilidad de los futuros desarrollos en el área.

• Mediante la coordinación de Mesas Técnicas entre PDVSA y el Ministerio del Poder Popular

para el Ambiente (MPPA), lo cual resultó en la consecución de 110 Autorizaciones de Afectación de Recursos Naturales, 04 Autorización de Ocupación del Territorio para las cuatro áreas de la Faja Petrolífera del Orinoco, realización de 252 inspecciones en conjunto con el MPPA entrega de 65 informes de supervisión ambiental y en proceso de revisión los estudios para la ampliación de la Refinería el Palito y Puerto la Cruz.

• Se culminó el análisis y diseño del Sistema Integral de Permisología y Administración

Ambiental de la Corporación conjuntamente con el MPPA y los negocios y filiales de PDVSA. Este sistema permitirá hacer seguimiento a los trámites administrativos internos para la gestión de los permisos ambientales. Igualmente, servirá para administrar y controlar la distribución y asignación de la Fianza Ambiental Global de PDVSA.

• A través del proyecto “Sistemas Agrodiversos y Energías Alternas Renovables en Núcleos

Rurales como una Alternativa de Desarrollo Integral en la Faja Petrolífera del Orinoco” se mejoró la calidad de vida con el suministro de energía eléctrica y la producción de alimento para el autoconsumo a cuatro comunidades, impactando directamente 321 venezolanos, los cuales incorporaron los sistemas de producción agrodiversos y el uso de energías alternas renovables, así como prácticas de reciclaje para avanzar en el desarrollo sustentable de la Faja Petrolífera del Orinoco.

• Se generaron las cinco (05) normas ambientales de la Corporación, las cuales son: Manejo

de Ripios y Fluidos de Perforación (aprobada), Manejo de Aceites Usados (aprobada), Estudios Ambientales y Socioculturales, Manejo de Aguas de Producción, Manejo de Catalizadores Gastados, estas tres últimas están en proceso de aprobación.

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• Se implementó el Índice Integral de Ambiente para estimar la situación ambiental y evaluar la gestión ambiental en la industria petrolera de manera uniforme, sistemática y comparativa.

• Se realizaron seis (6) auditorias ambientales principales y cinco (5) de seguimiento en

nueve (9) áreas operacionales de Exploración y Producción, Refinación, y Comercio y Distribución Venezuela, con lo que se generaron planes de acción. Como resultado de las auditorías de seguimiento se constató que de un total de 105 acciones establecidas hay 32 cumplidas y 44 en proceso, para aprovechar las oportunidades de mejoras detectadas.

• En el área de Educación Ambiental se realizaron actividades a nivel nacional con las

comunidades aledañas a las instalaciones como jornadas de reforestación, conservación, recuperación y mitigación, juramentación de brigadistas, recuperación de áreas y formación en prevención para las comunidades ante situaciones de emergencia, con un total de 11.333 personas formadas entre niños, niñas, adolescentes y adultos; se realizó una siembra comunitaria de 10.000 araguaneyes y se formaron 621 trabajadores de la industria con un programa de cuatro (04) módulos de formación en educación ambiental. Se realizaron dos jornadas de Educación Ambiental (Caracas, Puerto La Cruz) con la participación de quinientas personas y la definición de los lineamientos de Educación Ambiental.

b. Seguridad Industrial La misión de PDVSA se encuentra fundamentada en los principios de corresponsabilidad, participación y autoridad, para asegurar que todos los procesos y operaciones que realiza la Corporación sean ejecutados en forma segura mediante la planificación, gestión e incorporación de mecanismos administrativos, educativos y de ingeniería que permitan proteger la integridad física de trabajadores, de los activos de sus negocios y filiales y del entorno socio ambiental. En alcance a nuestra misión durante 2007 se dio cumplimiento a los siguientes objetivos estratégicos:

• Instaurar el principio de corresponsabilidad en materia de seguridad en el trabajo, en todos los niveles de la Corporación y su entorno social.

• Implantar mecanismos de participación y compromiso de trabajadoras para el control de los riesgos en materia de seguridad industrial.

• Consolidar la cultura de prevención y control de riesgos en el trabajo a todos los niveles de la Corporación y su entorno.

• Implantar, administrar y asegurar el mantenimiento y eficiencia del Sistema de Gerencia Integral de Riesgos (SIR-PDVSA).

• Alinear la gestión de seguridad industrial de la Corporación con los Planes Estratégicos de la nación y los entes reguladores del Estado.

• Implantar estrategias, planes y controles para la adecuación de las instalaciones y procesos de la Corporación a la legislación vigente (LOPCYMAT), incorporando prácticas y tecnologías innovadoras.

• Elaborar e implantar Programas de Seguridad Industrial dirigido a los Distritos Sociales.

• Implantar el Sistema de Gestión de Calidad.

Fundamentado en los objetivos estratégicos antes indicados, los índices de accidentalidad durante la gestión del año 2007 con respecto a la gestión del año 2006 se logró una disminución de un 52,37 %, como se indica a continuación:

Días perdidos por lesiones año 2007: 57.810

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Días perdidos por lesiones año 2006: 121.363 Dichos resultados es el producto de los siguientes logros: • A través de convenio realizado con la Universidad Bolivariana de Venezuela, se inició la

especialización en Seguridad Industrial correspondiente al 1era. Cohorte, con el concurso de 30 profesionales de las diferentes áreas de PDVSA, para fortalecer la gestión, los procesos operacionales y el desarrollo de carrera del personal.

• Realización de 5 auditorías para la optimización de los elementos del Sistema Integrado del

Control de Riesgos, dando cumplimiento a los procedimientos, normas y marco legal vigentes, para disminuir la accidentalidad, las enfermedades ocupacionales, las pérdidas económicas y la continuidad operacional.

• Con la participación protagónica de los trabajadores de PDVSA, se actualizaron y

desarrollaron 7 Normas Técnicas de Seguridad Industrial contribuyendo al afianzamiento de la cultura preventiva y disminución de accidentalidad: lineamientos del sistema de gerencia integral de riesgos; notificación, registro y clasificación estadística de accidentes, notificación de accidentes, elaboración y presentación de informes a PDVSA Casa Matriz, gestión y control de desviaciones, revisión pre-arranque, investigación de accidentes e incidentes e integridad mecánica.

• Con la implementación de la norma de gestión y control de desviaciones se logró un

impacto positivo en la gestión de control de riesgo, determinando de manera preventiva las desviaciones en los procesos operacionales.

• Se realizó el diagnóstico para la homologación y la activación de los Planes de Respuesta y

Control de Emergencias en todos los negocios y filiales, adecuándonos al requerimiento de lineamientos y políticas de PDVSA y el marco legal vigente en Venezuela.

• Formación en el trabajo, la divulgación de lineamientos y promoción del uso de

herramientas computacionales, en línea con los nuevos proyectos del Plan Siembra Petrolera, para la implantación del elemento Análisis de Riesgos.

• En articulación con las Empresas Mixtas, se trabaja para el establecimiento de políticas,

lineamientos y normas técnicas en Seguridad Industrial de PDVSA. • Está en progreso la actualización del Sistema de Gerencia Integral de Riesgos que permite

a las organizaciones de PDVSA, la administración sistemática y efectiva de los planes y programas necesarios para prevenir y controlar los riesgos a la seguridad y salud de los trabajadoras y trabajadores, integridad de las instalaciones y equipos, el ambiente y el entorno social.

• El Instituto Nacional de los Espacios Acuáticos e Insulares (INEA) reconoció a la Gerencia

de Seguridad Acuática de PDVSA, como punto focal para el manejo de las relaciones Inter.-institucionales, en materia de seguridad marítima en el sector acuático donde se desempeñe la industria.

• Conjuntamente con la Universidad Marítima del Caribe se logró el convenio marco para la

Certificación de la Gente de Mar en el sector acuático de PDVSA. • Participación del sector acuático de PDVSA con el Componente Armada Nacional en

proyectos tales como: el Sistema de Control de Tráfico Marítimo; el Sistema Nacional de Protección y Lucha Contra Derrames de Hidrocarburos.

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• Se logró la integración de la gestión de seguridad industrial con la Comisión Presidencial de

Seguridad Química y el Grupo de Apoyo Técnico del Programa de Gestión de Aguas de Lastre, para consolidar la función de prevención en materia de seguridad acuática.

• Se capacitaron y certificaron 12 participantes en rescate y salvamento en aguas abiertas

como plan piloto para personal de guardacostas, de bomberos de PDVSA y de voluntarios de la comunidad con la participación de la empresa nacional YMCA. Este plan piloto será masificado a partir del año 2008.

• Se realizó el diagnóstico de operaciones acuáticas para la certificación de 421 lanchas que

operan en el Lago de Maracaibo, para asegurar la continuidad operacional y cumplimiento con el marco legal vigente.

Se impulsó y apoyó, según plan, la formación de 119 profesionales del área de seguridad industrial, infraestructura y proyectos en los estudios de ingeniería de control de riesgos y costo beneficio, para garantizar la confiabilidad y factibilidad de los Proyectos del Plan Siembra Petrolera. 8. Desarrollo Social Con base en la responsabilidad social de PDVSA, establecida en los Artículos Nº 302 y N° 311 de la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela y en el Artículo Nº 5 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, referidos a la participación de PDVSA en el desarrollo social e integral del país, y con la finalidad de apoyar las obras o servicios destinados al desarrollo de infraestructura y vialidad, actividades agrícolas, de salud y educación, y a cualquier otra inversión productiva en Venezuela, PDVSA participa en diferentes programas establecidos por el Ejecutivo Nacional. Los aportes para Desarrollo Social efectuados por PDVSA se dividen en: gastos incurridos en misiones, aportes a comunidades y otros aportes, aportes al FONDEN y gastos para el desarrollo social incurridos a través de los fideicomisos constituidos con entidades financieras gubernamentales. Los gastos incurridos en misiones, aportes a comunidades y otros aportes, son reconocidos directamente como gastos para el desarrollo social, en el momento en que se efectúan los desembolsos; los aportes al FONDEN corresponden a los desembolsos que debe ser transferidos a dicho ente de acuerdo con la Ley que rige su creación de fecha 8 de septiembre de 2005 y los gastos para el desarrollo social incurridos a través de los fideicomisos, excepto los correspondientes al FONDESPA, son reconocidos directamente como gastos para el Desarrollo Social al momento en que se efectúan los desembolsos, quedando en los fideicomitentes y en los beneficiarios la responsabilidad administrativa de los fondos. Los aportes al FONDESPA son reconocidos como efectivo restringido, cuentas por cobrar a largo plazo a los entes ejecutores ó como gastos para el Desarrollo Social de acuerdo con las condiciones establecidas en los respectivos contratos y los mismos son controlados y reforzados en los estados financieros consolidados a través de la filial CVP. Durante el año 2007, PDVSA efectuó aportes para el desarrollo social del país, por 13.897 millones de dólares, como se resume a continuación:

• 5.693 millones de dólares a Programas Sociales: Misión Ribas, Misión Sucre, Misión Milagro, Misión Vuelvan Caras, Misión Guaicaipuro, Misión Barrio Adentro (fases I, II y III), Misión Identidad, Misión Mercal, Misión Ciencia, Plan de Vialidad, Aportes a Comunidades, Núcleos de Desarrollo Endógeno.

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• 1.443 millones de dólares para Planes Especiales de Inversión: Vivienda y Hábitat (524 millones de dólares) y Fondo para Financiamiento de Proyectos Agrícolas (919 millones de dólares).

• 6.761 millones de dólares para el Fondo de Desarrollo Nacional (FONDEN), entidad

creada por el Gobierno de Venezuela con la finalidad de ejecutar obras de infraestructura, entre las cuales se destaca el Hospital Cardiológico Infantil “Dr. Gilberto Rodríguez Ochoa”, las líneas 3 y 4 del Metro de Caracas, Metro de Los Teques, Maracaibo y Valencia, Trolebús Mérida, el Ferrocarril Caracas – Tuy Medio, así como diversas plantas y centrales de generación eléctrica que se construyen en distintas regiones del país.

A continuación se presenta un detalle de los aportes para el Desarrollo Social del país, efectuados por PDVSA durante los años 2001 y 2007. (1) Los desembolsos acumulados por 38.090 millones de dólares, aportados por PDVSA durante los siete años

comprendidos entre 2001 y 2007, corresponden a las cantidades efectivamente pagadas en cada periodo, estas cantidades difieren ligeramente de los presentados como gastos en los estados financieros consolidados de PDVSA y sus filiales, debido a que, de conformidad con principio de contabilidad de aceptación general, algunos desembolsos son reconocidos como gastos en periodos distintos al del pago.

A continuación se comentan los objetivos e impactos de los aportes de PDVSA a las diferentes Misiones adelantadas por el Gobierno Bolivariano de Venezuela:

2 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Total

Misión Ribas - - 32 320 371 280 133 1.136 Misión Mercal - - - 146 303 325 916 1.690 Misión Barrio Adentro I, II y III - - 34 275 309 1.693 3.258 5.569 Misión Vuelvan Caras - - - 172 220 240 29 661 Misión Milagro - - - - 125 - 25 150 Misión Guaicapuro - - - - 11 - - 11 Misión Sucre - - 3 113 668 - - 784 Misión Identidad - - - 44 1 - - 45 Misión Robinson I y II - - 72 - - - - 72 Misión Revolución Energética - - - - - 210 219 429 Misión Arbol - - - - - - 12 12 Misión Ciencia - - - - - 291 28 319 Misión Vivienda - - - - - 62 135 197 Misión Música - - - - - - 43 43 Obras Hidráulicas - - - - - 27 23 50 Núcleos de Desarrollo Endógeno - - - - 55 47 130 232 Proyecto Etanol - - - - 153 7 - 160 Plan de Vialidad - - - - 113 28 77 218 Aportes a Comunidades 34 14 12 133 5 677 418 1.293 Fondo Alba Caribe - - - - - 40 72 112 Desarrollo Sustentable - - - - - 63 - 63 Otras - - 96 13 228 82 175 594

Aportes a Misiones y Programas Sociales 34 14 249 1.216 2.562 4.072 5.693 13.840 FONDEN - - - 1.525 6.855 6.761 15.141

Aportes a Programas Sociales y FONDEN 34 14 249 1.216 4.087 10.927 12.454 28.981

Planes de Inversión Social: Fideicomisos (CVP) Fideicomiso Viviendas e Infraestructura - - 300 500 500 414 524 2.238

Fideicomiso Agrícola - - - 600 600 423 919 2.542 FONDESPA - - - 2.000 2.000 229 - 4.229

Fideicomiso EPS - 100 - - 100Aportes en Fideicomisos para Planes de Inversión Social - - 300 3.100 3.200 1.066 1.443 9.109

Total de Aportes de PDVSA al Desarrollo Social más FONDEN (1) 34 14 549 4.316 7.287 11.993 13.897 38.090

MM$

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• Misión Ribas Contempla beneficiar a todas a aquellas personas que no han podido culminar el bachillerato. Los recursos asignados desde el año 2003 hasta el año 2007 han sido por 1.136 millones de dólares, recursos que se han traducido en el otorgamiento de 150.000 becas promedio por mes, acondicionamiento de 30.618 espacios educativos, así como la incorporación de 30.340 facilitadores. Hasta el año de 2007, se han incorporado 1.207.076 estudiantes, y han obtenidos el Título de Bachiller de la República 947.131 venezolanos a nivel nacional. • Misión Mercal El objetivo fundamental es efectuar el mercadeo y la comercialización de productos alimenticios de primera necesidad manteniendo la calidad, bajos precios y fácil acceso, para mantener abastecida a la población venezolana, especialmente la de escasos recursos económicos. Por medio de esta misión, PDVSA apoya el Plan de Seguridad Alimentaria a nivel nacional, a través de aportes a la Fundación Programa de Alimentos Estratégicos (FUNDAPROAL), Mercado de Alimentos, C.A. (MERCAL) y la Corporación de Abastecimiento y Servicios Agrícolas (LA CASA). Entre los años 2004 – 2007. Se han otorgado 1.690 millones de dólares, para el acondicionamiento de 15.744 establecimientos a nivel nacional, adquisición de 60 gandolas, 3 plantas empaquetadoras y se han puesto operativas 6.004 casas de alimentación. La población beneficiada con estos aportes ha sido aproximadamente de 15.913.000 venezolanas y venezolanos, en todo el territorio nacional. Se logró comercializar aproximadamente 1.314.000 TM de alimentos. Durante el año 2007 se apoyo en la realización de 305 megamercales. • Misión Barrio Adentro I, II y III Misión Barrio Adentro I garantiza el acceso a los servicios de salud a través de la atención primaria. La Misión Barrio Adentro II contempla la recuperación de centros ambulatorios y construcción de clínicas populares y centros de diagnóstico integral. La Misión Barrio Adentro III, se enfoca a la reformulación de módulos de asistencia, gestión y modernización de la infraestructura y equipamiento tecnológico de los hospitales públicos. El aporte otorgado en el período 2003 - 2007 ha sido de 5.569 millones de dólares, lo que ha permitido la construcción de 1.000 módulos asistenciales, 21 consultorios populares, 48 consultorios, 183 centros de rehabilitación integral y 6 centros de alta tecnología, entre otros, además de la entrega de recursos financieros para gastos de funcionamiento del Hospital Cardiológico Infantil “Dr. Gilberto Rodríguez Ochoa”. La población atendida asciende aproximadamente a 18.366.000. • Misión Vuelvan Caras Los recursos aportados a esta misión están destinados a la capacitación de jóvenes y adultos (lanceras y lanceros) en oficios de interés común y en la constitución de cooperativas para garantizar la participación creativa del pueblo en la producción de bienes y servicios, así como el pago de becas a lanceros, instructores y supervisores y para la dotación de materiales y maquinarias. Durante el período 2004 – 2007 se han aportado 661 millones de dólares. Los lanceros certificados son 264.720, quienes han conformado 6.814 cooperativas, 130 núcleos de desarrollo endógeno, 2.567 facilitadores y 1.546 consultores; asimismo, se han otorgado 202.452 becas a personas sostén de hogar y 147.548 becas a personas no sostén de hogar. Durante el 2007 se logró la adquisición de una edificación para economía informal, para la transformación de la economía informal en economía popular en el Municipio Libertador, logrando beneficiar a más de 4.000 mil familias. • Misión Milagro El aporte a esta misión, durante el período 2005 – 2007, ha sido de 150 millones de dólares, el principal objetivo es realizar operaciones quirúrgicas por patologías oftalmológicas (cataratas,

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pterigión y ptosis palpebral) de forma gratuita. Para apoyar está misión ha sido necesario el acondicionado de la Rampa 4 del aeropuerto “Simón Bolívar” y el acondicionamiento del aeropuerto General “José Antonio Anzoátegui”, así como también toda la logística necesaria para facilitar el traslado de los pacientes a la República de Cuba. Está misión ha resuelto los problemas visuales a más de 57 mil pacientes venezolanos. • Misión Guaicaipuro Su objetivo es restituir todos los derechos de los pueblos y comunidades indígenas de Venezuela de acuerdo con la Constitución de Venezuela mediante la restitución de los derechos constitucionales, el desarrollo económico, la demarcación de tierras, el fortalecimiento de su identidad, de su lengua, la educación, el hábitat, entre otros. Durante el período 2005 –2007. PDVSA ha aportado 11 millones de dólares a esta misión. • Misión Sucre Garantiza el acceso a la educación universitaria a todos los bachilleres sin cupo, así como también proporciona infraestructura para la educación superior, entre éstas, la Universidad Bolivariana de Venezuela, Núcleo Maturín. El aporte a la fecha ha sido de 784 millones de dólares, incorporando a 330.346 estudiantes. Adicional a estos aportes, PDVSA ha cedido infraestructura propia en el área Metropolitana de Caracas, que sirve de sede a instituciones como la Universidad Bolivariana de Venezuela – UBV (Edificio Chaguaramos), a la Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada – UNEFA (Edificio Chuao) y al Colegio Universitario de Caracas – CUC (Edificio Sucre). • Misión Identidad Durante el período 2003 - 2007, el aporte entregado ha sido de 45 millones de dólares, contribuyendo con el registro, control y otorgamiento de cédulas de identidad a más de cinco millones de personas. • Misiones Robinson I y II Destinadas, en su primera etapa, a la alfabetización de la población venezolana y en su segunda etapa, a culminar estudios de primaria (6° grado), logrando “Territorio Libre de Analfabetismo”, para lo cual se han destinado 72 millones de dólares. • Misión Revolución Energética Fue iniciada el 17 de noviembre de 2006 por el Presidente de Venezuela y está siendo ejecutada por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, teniendo como objetivo fundamental generar conciencia sobre la importancia de la energía. Consiste en sustituir bombillas incandescentes, por 82 millones de bombillos ahorradores, para reducir el consumo de energía eléctrica a nivel nacional. De estos bombillos ahorradores, 15 millones fueron para la Red Mercal; cabe destacar, que esta sustitución es de manera gratuita, adicionalmente se realizó el alumbrado de la Av. Bolívar en Caracas. Desde el año 2006 hasta el año 2007, se han aportado 429 millones de dólares. • Misión Árbol La Misión Árbol nace el 4 de junio de 2006, esta misión busca despertar en los habitantes su interés por los bosques, favorecer el equilibrio ecológico y la recuperación de espacios degradados. Durante el año 2007 PDVSA ha aportado 12 millones de dólares. Los recursos aportados han permitido la ejecución de 583 proyectos comunitarios y educativos para la producción de plantas y se logró una recolección de 25.780 semillas.

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• Otras Misiones PDVSA ha aportado recursos a la Misión Ciencia (319 millones de dólares) y a la Misión Vivienda (197 millones de dólares), Misión Música (43 millones de dólares), Obras Hidráulicas (50 millones de dólares), apoyando a otros organismos del Estado a cumplir con sus fines y propósitos. • Núcleos de Desarrollo Endógeno Durante el período 2005 – 2007, PDVSA ha asignado 232 millones de dólares, para la conformación y consolidación de los siguientes Núcleos de Desarrollo Endógeno, los cuales han permitido la transformación social, cultural y económica para que las comunidades organizadas desarrollen sus potencialidades agrícolas, industriales, turísticas, etc., mediante la ejecución de proyectos sustentables:

Núcleo de Desarrollo Endógeno Fabricio Ojeda PDVSA efectuó aportes y donó su sede al Núcleo de Desarrollo Endógeno Fabricio Ojeda, la Antigua Planta de Llenado “Nueva Caracas”, en el oeste de Caracas. Durante 12 años esta planta estuvo inactiva a causa del aumento de la población en sus alrededores. A la fecha se han ejecutado 10 obras en este NUDE: Clínica Popular Fabricio Ojeda, Botica Popular, Producción Textil, Producción de Calzado, Sector Agrícola, Súper Mercal, Farmacia Cooperativa, Canchas Deportivas, Plaza Comunitaria, Redoma y Módulo de Información.

Desarrollo Endógeno Eje Boconoíto – Puerto Nutrias, Estado Barinas Se inició la ejecución de diez (10) Núcleos de Desarrollo Endógeno, fortaleciendo áreas de producción sustentable, hábitat y vivienda, alimentación, educación, organización comunitarias, salud, cultura y deporte, servicios, y ciencia / tecnología, elementos que en conjunto le dan viabilidad y sustentabilidad al proyecto. A continuación se presentan los avances y beneficios obtenidos hasta el año 2007: construcción de 1.116 viviendas, ampliación y construcción de 34 escuelas, creación e inauguración de tres (3) radios comunitarias, fortalecimiento de actividades agro-productivas en los diversos Núcleos de Desarrollo Endógeno del Eje, construcción y rehabilitación de doce (12) canchas usos múltiples, construcción de dos (2) cancha deportivas y de estadium de softbol, rehabilitación y dotación de casas de alimentación, contrucción de la primera fase del centro de acopio tipo mercal, dotación de diez(10) unidades motorizadas a la policía municipal de Barinas, construcción del terminal de pasajeros de la ciudad de Barinas y construcción de 20 paradas de autobuses.

Núcleo de Desarrollo Endógeno Petroquímico

Desde el año 2006 hasta el año 2007, PDVSA realizó aportes para proyectos de desarrollos endógenos, asociados a actividades industriales en el área de la petroquímica, ubicados en el Complejo Petroquímico de El Tablazo, Municipio Miranda, Estado Zulia, así como en la Zona Industrial de Guacara, Estado Carabobo. Se han realizado los siguientes proyectos: Construcción del Campo Industrial Ana María - Campos CIAMCA (fábrica de jeringas), Fabricación de Casas de Plástico (Petrocasa) y Escuela de Polímeros.

Núcleo de Desarrollo Endógeno Santa Inés

PDVSA impulsa en este Núcleo de Desarrollo Endógeno, ubicado en el Estado Barinas, tierra de Zamora, los siguientes aspectos en beneficio de la comunidad:

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En el núcleo se constituyeron comités de salud, de educación, de tierras urbanas (se regularizó la tenencia de tierras) y mesas técnicas de agua; se llevaron a cabo talleres de organización con los Consejos Comunales y cooperativas en diversas áreas.

En materia de educación, se implementaron los huertos escolares productivos, sé reacondicionaron y dotaron las unidades educativas convirtiéndolas en Escuelas Bolivarianas. Se llevó a cabo la construcción de la Aldea Universitaria, así como la instauración de un Infocentro y el acondicionamiento del Multihogar. La salud ha sido beneficiada a través de la rehabilitación y dotación del ambulatorio Rural de Santa Inés y la construcción de un Consultorio de Asistencia Médica Integral de la Misión Barrio Adentro I, en el Sector Gallegos Pagüey. Igualmente, se llevaron a cabo operativos médicos y jornadas oftalmológicas con la Misión Milagro. El Sistema productivo lo impulsa la Granja Integral Ezequiel Zamora, conformada por diversos componentes, entre ellos: el galpón avícola, la siembra de hortalizas, pasto de corte, y la cría de cachamas. El componente porcino, cuenta con una unidad de biodigestión para producción de biogas; lombricultivos para la producción de fertilizante orgánico; un programa de inseminación artificial para el incremento y mejoramiento del rebaño de doble propósito, así como la puesta en funcionamiento de una quesera artesanal. La presencia de un Mercal ayuda a los productores de la zona a comercializar los excedentes de su producción. Se han fortalecido el deporte y la cultura mediante la creación de espacios para ambos, incluyendo la rehabilitación de instalaciones, dotándolos de insumos e implementos, así como un periódico, “Santa Inés Avanza”, órgano divulgativo del núcleo. El hábitat también ha sido atendido, reemplazando ranchos por casas dignas. En el caso del urbanismo Ezequiel Zamora, éste recibió además asistencia en el área de electrificación y asfaltado. En materia de servicios públicos se instaló un módulo de servicios PDV donde en conjunto con la distribución de combustibles y lubricantes, se prestan servicios de reparación de mecánica ligera y suministros de repuestos automotrices y agrícolas. En el acueducto de la zona se instaló un sistema de cloración de agua; se dotó de contenedores y un camión recolector de basura y se instaló el sistema de recolección de aguas servidas; se estableció un convenio con la policía rural y la Alcaldía de Zamora, para apoyo en materia de seguridad. Adicionalmente, abrió sus puertas una oficina de Banfoandes, a través de la cual se han otorgado créditos a los pequeños y medianos productores de la zona. La vialidad, se rehabilitó, a través de un convenio con el 6° cuerpo de Ingenieros del Ejército, desde Santa Inés hasta la bifurcación de Santa Lucía. Incluye la nivelación de la calzada de rodamiento, recuperación y mejoramiento de las obras de drenaje de agua de lluvia y la colocación de la red de paradas. Núcleo de Desarrollo Endógeno Campo de Carabobo Tiene por objeto la rehabilitación paisajista de la Zona Monumental del Campo de Carabobo. Entre las principales actividades tenemos: Construcción de 3.550 metros lineales de caminerías de arena y construcción de galpón (beneficiarios directos: 33 socios cooperativas de construcción). Núcleo de Desarrollo Endógeno Madre Vieja

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Promueve las actividades socio-productivas de la Parroquia Sabaneta, Municipio Alberto Arvelo Torrealba del Estado Barinas, impulsando cultivos agrícolas. • Proyecto Etanol Hasta el año 2007, se entregaron recursos financieros a la Corporación Venezolana Agraria (CVA), por un monto de 160 millones de dólares para ser utilizados en el proyecto de producción de alcohol con fines carburantes, a partir de la caña de azúcar, previendo cubrir la demanda de etanol de PDVSA hasta el año 2010, estimada en 20 MBD. • Plan de Vialidad Durante el período 2005 – 2007 PDVSA aportó recursos por 218 millones de dólares, para los Proyectos de Infraestructura y Vialidad, mediante la firma de diversos Convenios con Gobernaciones y Alcaldías, para la ejecución de las siguientes obras:

• Rehabilitación del tramo vial San Silvestre, San Rafael de Canagua, El Toreño Santa Lucía y el tramo ramal Santa Inés, en el Estado Barinas.

• Construcción de aceras en los Teatros de Operaciones 1 y 2 en la Dirección Sectorial de Servicios y en la División de Ingeniería del Ministerio de la Defensa.

• Rehabilitación, pavimentación y reparación de vías y puentes en los Estados Cojedes y Barinas.

• Reparación y mejora de carreteras en el Estado Bolívar. • Ampliación del terminal aéreo del Aeropuerto de Maiquetía, para el apoyo de las

misiones. • Rehabilitación de 42 kilómetros de las vías Dos Caminos-Boro-Las Veritas-Iracurarigua,

Municipio Torres y Municipio Morán, del Estado Lara. • Reparación y mejoras en autopista Francisco Fajardo; autopista Prados del Este. • Rehabilitación de la carretera troncal 17 Lara – Zulia. • Trabajos de mantenimiento y rehabilitación de 301 kilómetros de la TO19, en el Estado

Apure. • Aporte al Plan de Vialidad 2005, para la ejecución de obras en los distintos estados y

municipios en todo el territorio nacional. Recursos entregados a la Fundación Propatria, MINFRA.

• Aportes para la Autopista José Antonio Páez.

Aporte a las Comunidades Desde el año 2001, y el año 2007, PDVSA ha aportado 1.293 millones de dólares, destinados a la atención de diferentes casos, según se especifica a continuación: Salud: 5.734 casos atendidos

• Tratamiento de Quimioterapia y Radioterapia. • Tratamientos Médicos. • Cirugías Cardíacas. • Intervenciones Quirúrgicas Traumatológicas. • Craneotomía. • Transplantes de Médula Ósea. • Implantes Corcleares.

Dotación de Materiales y Equipos: 217 casos atendidos

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• Dotación de insumos médicos quirúrgicos. • Dotación de equipos médicos de uso diario: muletas, sillas de ruedas, colchones

antiescaras, félulas, etc. • Dotación de prótesis y auxiliares auditivos.

Apoyo Institucional: 76 casos atendidos

• Becas de Equinoterapia para niños con parálisis cerebral. • Donaciones a Entes Gubernamentales y no Gubernamentales como: Fundaciones y

Asociaciones Civiles sin fines de lucro, Hospital Luis Razetti, José Gregorio Hernández, Pérez de León, Domingo Luciani, Magallanes de Catia, José María Vargas, Hospital Militar Carlos Arvelo, Manuel Núñez Tovar, José Ignacio Baldó del Algodonal, etc. y Escuelas Bolivarianas.

• Operativos para la entrega de lentes, medicinas y juguetes. Adicionalmente, hasta el año 2007 PDVSA ha aportado recursos financieros y apoyo con recursos humanos y logísticos, para la realización de las siguientes obras de apoyo comunitario: • Acondicionamiento del Hospital Modelo de Mariara, Estado Carabobo. • Electrificación de comunidades en las zonas rurales de los estados Barinas y Apure. • Culminación del mercado de Guasdualito, Estado Apure. • Aportes a la Asociación de Pescadores de Amuay, Estado Falcón. • Proyecto Paseo Recreacional y Turístico Generalísimo Francisco de Miranda, Municipio

Colina, Estado Falcón. • Mejoras a la infraestructura de la Fundación del Niño del Estado Anzoátegui. • Plan de Asfaltado, Estado Falcón. • Apoyo al Núcleo de Desarrollo Endógeno Fabricio Ojeda, Municipio Libertador, Área

Metropolitana. • Construcción de 2 Presas de Gavianes para el Control de Sedimentos de la Microcuena

del Hospital El Algodonal. • Acondicionamiento Círculo Militar de Caracas, Proyecto Adecuación Eléctrica, Aire

Acondicionado, obras de Infraestructura del Salón Venezuela. • Jornadas Comunitarias Moral y Luces en escuelas del Área Metropolitana, mejoras y

reacondicionamiento de escuelas dotación de útiles escolares. • Realización de 40 mega – jornadas realizadas en las regiones centro, metropolitana y

occidente, donde se atendieron 123.000 personas aproximadamente. • Donación de 4,62 millones de litros de combustibles y lubricantes. • Adecuación de escuelas y Complejos Deportivos que generaron 78 empleos directos y

162 indirectos. • Se culminó la adecuación de Módulo de Suministro de Aviación Caicara del Orinoco,

cuyo fin es apoyar con suministros básicos transportes aeromédicos y logísticas a las Comunidades Indígenas y la Fuerza Armada en el Área Fronteriza. Contemplado en el Plan Estratégico de Desarrollo y Consolidación de sur del país.

• FONDEN La Reforma a la Ley del Banco Central de Venezuela (BCV) entró en vigencia el 20 de julio de 2005, contemplando un nuevo régimen para las transacciones de PDVSA en moneda extranjera. De acuerdo con este nuevo régimen, PDVSA sólo está obligada a vender al BCV los ingresos en moneda extranjera necesarios para satisfacer sus obligaciones en moneda local. Los montos restantes en moneda extranjera, pueden ser mantenidos por PDVSA para

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satisfacer las obligaciones e inversiones en moneda extranjera. Cualquier monto en exceso a lo descrito anteriormente, debe ser transferido por PDVSA al Fondo de Desarrollo Nacional (FONDEN), ente creado por el Ejecutivo Nacional el 8 de septiembre de 2005, con el objetivo de apoyar los proyectos sociales de inversiones real productiva, la educación, la salud, la atención a situaciones especiales, y el mejoramiento del perfil y saldo de la deuda pública externa. Desde la creación del FONDEN, PDVSA ha aportado 15.141 millones de dólares, según el siguiente detalle:

AÑOS Aportes al FONDEN (MMUS$)

2005 1.525 2006 6.855 2007 6.761

TOTAL APORTES PDVSA 15.141

Asimismo, el Fonden recibe recursos del BCV, de conformidad con la legislación vigente y los acuerdos en materia de política monetaria.

Los recursos totales aportados al Fonden, han sido asignados por el Ejecutivo Nacional, entre otros, a los siguientes proyectos:

Principales Proyectos Financiados por FONDEN expresado en millones de dólares (MMUS$). Información Suministrada por FONDEN

Asignado Ejecutado

2005 -. 2007

% Ejecución

Línea III Tramo El Valle - La Rinconada 439 376 86

Línea IV Tramo Capuchinos - Plaza Venezuela 335 244 73

Metro de Maracaibo 255 235 92

Metro de Valencia 194 146 75

Metro Los Teques 328 251 77

Sistema Vial Tercer Puente sobre el Río Orinoco 285 251 88 Cons. del Sistema Ferroviario Central "Ezequiel Zamora" Tramo: Caracas - Tuy Medio 364 339 93

Central Ezequiel Zamora Tramo: Puerto Cabello – La Encrucijada 733 672 92

Autopista Acarigua – Barquisimeto 55 43 78 Rehabilitación del Sistema Centro Occidental "Simón Bolívar", Tramos: Puerto Cabello - Barquisimeto y Yaritagua – Acarigua

211 50 24

Sistema Metro Cable San Agustín del Sur 57 10 18

Sistema Metro Ligero Caracas Guarenas Guatire 250 196 78

Línea V Metro Caracas Bello Monte Parque del Este 157 119 76

96

Línea II Metro Los Teques 235 120 51

Planta Termoeléctrica Termozulia 282 201 71

Plantas Termoeléctricas Ezequiel Zamora y Alberto Lovera 15 12 80 Consolidación de Redes de Distribución de los estados Monagas y Delta Amacuro 90 76 84

Electrificación del Estado Apure 126 126 100

Proyecto Ampliación Planta de Pequiven en Morón 441 303 69

Revolución Energética 767 766 100

Proyecto Ampliación Planta Polietileno 73 72 99

Sistema Vial Puente Mixto sobre Río Orinoco 631 574 91

Central Hidroeléctrica Macagua I 126 74 59

Planta de Concentración de Hierro 125 64 51

Empresa Siderúrgica Nacional 124 - -

Planta de Tubos sin Costura 25 - 1

Instalación Planta Producción Rieles Vía Férrea 4 - -

Construcción Centro de Laminación de Aluminio 130 2 2

Red Nacional de Telecomunicaciones 144 41 28 Barrio Adentro IV

382 - -

Capitalización Banco Agrícola de Venezuela 326 326 100 Capitalización Fondo de Desarrollo Agropecuario, Pesquero , forestal y Afines 327 327 100

Culminación Fase I Proyecto saneamiento Cuenca Río Guaire 90 36 40

Iniciación de Proceso de Reestructuración de la Deuda Pública 3.252 3.251 99

Inicio de la primera fase de la Construcción de Viviendas y Urbanismo del Desarrollo Habitacional Ciudad Zamora, Cúa, Estado Miranda

45

25

56

8.822 Viviendas para la culminación de Obras del Programa Cierre de Ciclo

137 117 85

Construcción de nuevos desarrollos y compra de viviendas en el mercado primario para atender y reubicar los habitantes de Nueva Tacagua, Barrio Nueva Esparta, Ojo de Agua, etc, producto de la emergencia enero 2006

158 113 72

Indemnizaciones a Familias por Subsidencia en el Lago de Valencia 115 96 83

97

Emergencia Vaguada 87 87 100 Obras por ejecutar del INAVI para la construcción y culminación de 7.292 viviendas (Cierre de ciclo). 193 143 74

Barrio Adentro II 191 127 66 Continuación del Programa VENESAT I (Implementación del Sistema Satelital Simón Bolívar) 137 120 88

Proyectos Ministerio del Poder Popular para la Defensa 3.677 2.086 57 • FONDESPA El Fondo para el Desarrollo Económico y Social del País (FONDESPA), se creó en el año 2004 para cumplir los principios de vinculación adecuada de los ingresos provenientes de hidrocarburos con la economía nacional, colocando recursos petroleros al servicio del país, para construir un nuevo modelo económico que deje atrás situaciones de desigualdad.

A continuación se presenta un resumen de los aportes de PDVSA al Fondespa, durante los años 2004, 2005 y 2006:

MMUS$

Años

Aportes Efectuados

Asignados por el Ejecutivo Nacional

Ejecución Acumulada al 2007

% de Ejecuc.

2004 2.000 2.000 1.874 94

2005 2.000 2.000 1.847 92

2006 229 229

4.229 4.229 3.721 88

Estos recursos han sido asignados a proyectos en las siguientes áreas:

Asignado Ejecutado % EjecuciónÁrea de Proyecto Ejec. Nac. 2004 - 2007 Vialidad e Infraestructura 763 644 84 Transporte Público 1.107 1.027 93 Energía Eléctrica 806 793 98 Desarrollo Endógeno, Agroindustria y Mediana Empresa 586 559 95

Comunicaciones, Estudios y Ambiente 104 92 88 Desarrollo Agrícola Nacional 304 303 99 Industrias Básicas 32 7 22 Banca Pública 50 50 100 Defensa Nacional 231 - -

98

Integración y Unidad Regional 50 50 100 Fondo de Inversión y Desarrollo Garantía Nacional 196 196 100

4.229 3.721 88

A continuación se presenta un detalle de los proyectos en ejecución, con aportes del Fondespa,

por cada área

Proyectos de Vialidad e Infraestructura Monto

Asignado

Ejecución Financiera

% Ejec Ente Ejecutor

Autopista Gran Mariscal de Ayacucho, Aragüita-Higuerote 225 192 85 INVITRAMI

Vialidad Límite estado Cojedes: Dos Caminos-San Juan de los Morros 100 81 81 FONTUR

Autopista San Cristóbal-La Fría 73 59 81 IVT Autopista Antonio José de Sucre Cumaná-Puerto La Cruz 58 41 71 SAVES

Autopista Gran Mariscal de Ayacucho (Tramo T8) 52 52 100 COVINEA

Maquinarias y/o Equipos MINFRA 99 87 88 FONTUR Autopista José Antonio Páez 49 43 88 FUND-PROPAT.Principales Vías Agrícolas Estado Barinas

37 34 92 INTRAVIAL

Vía Expresa San Cristóbal-Ureña 27 15 56 IVT Par Vial Morón-Boca de Aroa-Tucacas 11 10 91 INVIALFA Canal de Navegación del Río Orinoco (Central y Oriental)

29 29 100 INC

Vía Encontrados - El Cruce 3 1 33 FONTUR

763 644 84

Proyectos de Transporte Público

Monto Asignado

Ejecución Financiera % Ejec Ente Ejecutor

Línea Aérea CONVIASA 59 59 100 CONVIASA Metro Maracaibo 50 49 98 METRO MCBO Transporte Masivo de Barquisimeto

257 257 100 TRANSBARCA

Metro Los Teques 50 50 100 M. LOS TEQUESContinuación Obra Lineal Sistema TROLEBUS Mérida

36 32 89 TROLMERIDA

Continuación Obras Ferrocarril Caracas Tuy Medio Etapa. I-II

273 272 99 IAFE

Sistema Ferroviario Tramo Puerto Cabello – La Encrucijada

50 50 100 IAFE

Rehabilitación del Sistema Ferroviario C.O. Simón Bolívar

80 80 100 IAFE

Proyecto Ferroviario Tramo Chaguaramas – Las Mercedes

85 75 88 IAFE

Proyecto Ferroviario Tramo Turén – El Baúl

40 - - IAFE

99

Proyecto Ferroviario Tramo La Encrucijada – San Fernando de Apure

120 100 83 IAFE

Modificaciones y Modernización de la Draga Guayana

7 3 43 INC

1.107 1.027 93 Proyectos de Energía Eléctrica

Monto Asignado

Ejecución Financiera % Ejec Ente Ejecutor

Planta de Ciclo Combinado Termozulia 195 195 100 ENELVEN

Planta Termoeléctrica Ezequiel Zamora 140 129 92 CADAFE

Termoeléctrica Pedro Camejo 107 107 100 CADAFE Planta de Generación Eléctrica Palavecino 55 55 100 ENELBAR

Central Hidroeléctrica Fabricio Ojeda ( La Vueltosa) 40 40 100 CADAFE

Obras en el Área de Transmisión y Distribución de Energía 245 243 99 CADAFE

Proyectos Comunales Mesas de Energía 19 19 100 CADAFE-

ENELBAR Central Hidroeléctrica Masparro 5 5 100 CADAFE 806 793 98 Proyectos Desarrollo Endógeno, Agroindustrial y Mediana Empresa

Monto Asignado

Ejecución Financiera % Ejec Ente Ejecutor

Desarrollo Endógeno Patria Bolivariana

6 6 100,00 CORPOZULIA

Fondo de Desarrollo Metalmecánico y Agroindustrial

22 20 91 CORPOCENTRO

Construcción Planta de Cemento

85 85 100 CVG

Recursos Adicionales Misión Vuelvan Caras

188 184 98 MINEP-FONCREI

Recuperación de las Instalaciones del Fuerte Mara

10 10 100 CORPOZULIA

Adquisición de Maquinaria Iraní

52 48 92 FONCREI

Sistema de Riego Diluvio – El Palmar

58 58 100 INDER

Complejo Agroindustrial y Azucarero Ezequiel Zamora

87 84 97 CAAEZ

Complejo Azucarero Río Cojedes

18 6 33 CVA

Recursos para Empresa de Cereales y Oleaginosas

6 6 100 CVA

Recursos para la Empresa 2 2 100 CVA

100

de Lácteos Reactivación Aparato Productivo Región Zuliana

50 48 96 CVA

Reactivación Industrial y Explotación Producción Para Desarrollo Endógeno.

2 2 100 FONCREI

586 559 95

Proyectos Comunicacional, Estudios y Ambiente

Monto Asignado

Ejecución Financiera

% Ejec

Ente Ejecutor

Saneamiento Río Guaire 60 58 97 SAMARN Recursos para el Proyecto VIVE TV 19 19 100 COVETEL

Exploración Geológica y Base Nacional de Datos 14 4 29 INGEOMIN

Recursos Adicionales Tele Sur 11 11 100 TELESUR 104 92 88

101

V. Convenios de Cooperación Energética La integración energética de los pueblos de Latinoamérica y el Caribe, es planteada por el Gobierno de Venezuela, a través de Petroamérica, iniciativa enmarcada en la Alternativa Bolivariana para los Pueblos de Nuestra América (ALBA). El ALBA es una iniciativa para unir a los países de América Latina y el Caribe en un sólo bloque económico, político y social, fundamentada en la justicia, la solidaridad, la equidad, la cooperación, la complementariedad, la voluntad común de avanzar, el desarrollo equitativo y el respeto a la soberanía y autodeterminación de los pueblos, con énfasis en el desarrollo humano y social, además del político y económico. Petroamérica es el habilitador geopolítico orientado hacia el establecimiento de mecanismos de cooperación e integración, utilizando los recursos energéticos de las regiones del Caribe, Centroamérica y Suramérica. En Petroamérica confluyen tres iniciativas subregionales: Petrocaribe, Petroandina y Petrosur. Petrocaribe: El objetivo de Petrocaribe es resolver las asimetrías en el acceso a recursos energéticos, por la vía de un nuevo esquema de intercambio favorable, equitativo y justo entre los países de la región caribeña, la mayoría de ellos consumidores de energía y sin el control estatal del suministro de los hidrocarburos. Está conformado por 16 países: Antigua y Barbuda, Bahamas, Belice, Cuba, Dominica, Granada, Guyana, Nicaragua, Jamaica, República Dominicana, San Vicente y Las Granadinas, Santa Lucía, San Cristóbal y Nieves, Surinam, Haití y Venezuela. Petrosur: El objetivo de Petrosur es establecer mecanismos de cooperación e integración entre Brasil, Argentina, Uruguay y Venezuela, sobre la base de la complementariedad, haciendo uso justo y democrático de los recursos energéticos. Asimismo, se busca minimizar los efectos negativos que sobre los países de la región tienen los costos de la energía mediante la disminución de los costos de las transacciones (eliminando la intermediación), el acceso a financiamiento preferencial y el aprovechamiento de las sinergias comerciales para solventar las asimetrías económicas y sociales de la región. Petroandina: La finalidad de Petroandina es impulsar la interconexión energética y la inversión conjunta en proyectos económicos, sociales y energéticos entre Bolivia, Ecuador, Colombia y Venezuela, apalancando el desarrollo económico y social compartido, bajo los principios de solidaridad, complementariedad y apoyo mutuo. Acuerdos de Suministro: A continuación se presentan los principales acuerdos de suministro de hidrocarburos, en el marco de los Acuerdos de Cooperación energética suscritos entre Venezuela y los países del Caribe, Centroamérica y Suramérica.

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P E T R O C A R IB E C u o ta S u m in is t r o C u o ta S u m in is t r oA N T IG U A Y B A R B U D A 4 ,4 0 ,5 4 ,4 1 ,5

B E L IC E 4 ,0 - 1 ,0 0 ,4D O M IN IC A 1 ,0 - 1 ,0 -G R A N A D A 1 ,0 - 1 ,0 0 ,2

G U Y A N A 5 ,2 - 5 ,2 1 ,8

H A IT Í (1 ) 7 ,0 - 1 4 ,0 -

J A M A IC A 2 3 ,5 2 2 ,9 2 3 ,5 2 4 ,6

N IC A R A G U A(1 ) - - 2 7 ,0 4 ,7

R E P Ú B L IC A D O M IN IC A N A 5 0 ,0 2 7 ,9 5 0 ,0 2 2 ,9S A N C R IS T Ó B A L Y N IE V E S 0 ,7 - 0 ,7 -

S A N V IC E N T E Y L A S G R A N A D IN A S 1 ,0 1 ,0 1 ,0 0 ,2S U R IN A M 1 0 ,0 - 1 0 ,0 -

A .C .E .C . (A c u e r d o d e C o o p e r a c ió n E n e r g é t ic a d e C a r a c a s )B O L IV IA

(1 ) 6 ,6 3 ,8 8 ,2 5 ,2P A R A G U A Y 1 8 ,6 - 1 8 ,6 -

U R U G U A Y 4 3 ,8 2 8 ,5 4 3 ,8 2 0 ,0

C .I .C . (C o n v e n io In te g r a l d e C o o p e r a c ió n ) A R G E N T IN A 2 4 ,7 1 6 ,8 2 4 ,7 1 5 ,3

C U B A 9 2 ,0 9 2 ,5 9 2 ,0 9 1 ,5

A .S .J . (A c u e r d o d e S a n J o s é )B A R B A D O S 1 ,6 0 ,3 1 ,6 -

C O S T A R IC A 1 1 ,0 1 1 ,0 1 1 ,0 1 1 ,0E L S A L V A D O R 1 ,0 1 ,0 1 ,0 1 ,0

G U A T E M A L A 1 2 ,0 4 ,5 1 2 ,0 -H A IT Í 6 ,5 6 ,5 6 ,5 0 ,6

H O N D U R A S 5 ,0 5 ,0 5 ,0 1 ,7J A M A IC A 7 ,0 - 7 ,0 -

N IC A R A G U A 7 ,1 7 ,1 7 ,1 1 ,3P A N A M Á 4 ,0 - 4 ,0 -

R E P Ú B L IC A D O M IN IC A N A 2 4 ,8 - 2 4 ,8 -

(1 ) : P a ís e s c o n c o n d ic io n e s d e s u m in is t r o y f in a n c ia m ie n to d e l A L B A

A ñ o 2 0 0 6 A ñ o 2 0 0 7

V e n ta s a p a ís e s c o n a c u e r d o s d e c o o p e r a c ió n

A ñ o s 2 0 0 6 y 2 0 0 7C if r a s e n M B D

ACUERDO DE COOPERACIÓN ENERGÉTICA PETROCARIBE: Firmado el 29 de junio de 2005 entre el Ejecutivo Nacional y países caribeños. El acuerdo establece la creación de un Fondo, denominado ALBA-CARIBE, destinado al financiamiento de programas sociales y económicos, con aportes provenientes de instrumentos financieros y no financieros; contribuciones que se puedan acordar de la porción financiada de la factura petrolera y los ahorros producidos por el comercio directo. Por otra parte, Petrocaribe mejora los beneficios establecidos en el Acuerdo de San José y en el Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas. Asimismo, otorga facilidades a los países del Caribe de menor desarrollo relativo, sobre la base de las cuotas que se establezcan bilateralmente.

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Además, ofrece plazos de financiamiento cuyo porcentaje se determinará de acuerdo al precio del barril de la cesta venezolana, en un período que variará de 17 a 25 años, los cuales incluyen dos años de gracia y la aplicación de una tasa de interés de 1%. De igual manera, el convenio establece un sistema de compensación de deuda, que Venezuela podrá aceptar como parte de pago, a través del intercambio de bienes y servicios a precios preferenciales. Los productos que Venezuela podría adquirir son: azúcar, banano u otros. ACUERDO DE COOPERACIÓN ENERGÉTICA DE CARACAS (ACEC): Firmado el 19 de octubre de 2000 entre el Ejecutivo Nacional y países de Centroamérica y el Caribe. Su conformación se ha realizado en varias etapas, en virtud de la disposición del Estado de ampliar la cobertura del acuerdo a todos aquellos países que la soliciten y que reúnan las condiciones para ser beneficiarios. En una primera etapa, el acuerdo fue suscrito por República Dominicana, Guatemala, Costa Rica, Panamá, El Salvador, Jamaica, Haití, Honduras, Nicaragua, Barbados y Belice. En etapas posteriores fue firmado por Bolivia, Paraguay y Uruguay. Los acuerdos varían en volúmenes de suministro, en función de la estructura energética, características y consumo interno de cada país. Se establece la venta de crudo o productos refinados pagaderos en un plazo de hasta 15 años, un periodo de gracia de hasta un año y medio, y una tasa de interés anual de 2%. Este acuerdo funciona en paralelo con el de San José y como complemento del mismo. Por otra parte, este convenio establece que su aplicación será exclusivamente para los entes públicos avalados por el Estado y el país con el cual se suscriba. La facturación de la venta se hará a partir de los precios de referencia del mercado internacional, Asimismo, los pagos de intereses y la amortización de capital podrán realizarse a través de mecanismos de compensación comercial, siempre y cuando sean solicitados por el Estado. CONVENIO INTEGRAL DE COOPERACIÓN (CIC): El 30 de octubre de 2000, los presidentes de Cuba y Venezuela suscriben un convenio en el que se comprometen a elaborar y desarrollar, de común acuerdo, proyectos y programas de cooperación. Este mecanismo establece la venta de crudo, por parte de Venezuela, de hasta 92 MBD, bajo un esquema de financiamiento mixto de corto y largo plazo. Bajo el Convenio Integral de Cooperación firmado entre Argentina y Venezuela, el 6 de abril de 2004, se estableció el marco general para llevar a cabo la cooperación en materia energética, el suministro anual de combustible hasta de 8 MMBls de fuel oil y de 1 MMBls de gasoil. ACUERDO DE SAN JOSÉ (ASJ): Creado el 03 de agosto de 1980, busca garantizar el suministro de hidrocarburos a países de Centroamérica y el Caribe para promover su desarrollo social y económico. Es un programa con vigencia de un año. En el marco del acuerdo, México y Venezuela, ambos en la lista de los principales exportadores mundiales de crudo, suministran conjuntamente 160 MBD de petróleo crudo o productos refinados, 80 MBD cada uno, a los países participantes en condiciones especiales de financiamiento y con un esquema para facilitar el desarrollo de proyectos energéticos. El

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esquema de financiamiento oscila entre 20% y 25% de la factura petrolera de cada país beneficiario. TRATADO ENERGÉTICO DEL ALBA (ALBA): El 14 de diciembre de 2004 Venezuela y la República de Cuba emitieron una declaración conjunta y el primer acuerdo para la aplicación de la Alternativa Bolivariana para los Pueblos de Nuestra América (ALBA). A partir de lo establecido en el artículo 3 de este acuerdo, el 27 y 28 de abril de 2005, ambas naciones elaboran y aprueban el Plan Estratégico para la aplicación del ALBA, quedando oficialmente constituida la iniciativa. Un año más tarde, en abril de 2006, la República de Bolivia suscribe el mecanismo. La República de Nicaragua se adhiere en enero de 2007, mientras que en enero de 2008 lo hace la Mancomunidad de Dominica. En abril de 2007, durante la V Cumbre del ALBA, Cuba, Bolivia, Nicaragua y Haití, firmaron el Tratado Energético del ALBA, que establece el suministro del 100% de la demanda de hidrocarburos de estos países por parte de Venezuela, con el financiamiento de 50% de la factura generada. Con el 50% financiado se propuso construir un fondo para dar impulso a proyectos agrícolas, la producción de alimentos, la pequeña y la mediana industria. El objetivo principal de este tratado fue garantizar el balance de la matriz energética actual de los países signatarios, sobre la base de la construcción de una matriz energética del ALBA, basada en criterios de uso racional de la energía, búsqueda del máximo ahorro y eficiencia, así como el desarrollo de fuentes alternativas, a través de los siguientes ejes fundamentales de acción: • Petróleo: Establecimiento del Bloque del ALBA, en la Faja Petrolífera del Orinoco ubicada

en Venezuela, para disponer de las reservas de petróleo que garanticen el suministro energético a los países miembros, durante los próximos 25 años.

• Gas: Iniciativas que permitan el suministro de gas a los países signatarios como fuente de

energía económica y menos contaminante, así como desarrollos de proyectos de sustitución de combustibles líquidos, promoción del consumo doméstico, sustitución de líquidos que actualmente se utilizan en el parque de generación eléctrica y desarrollo de un parque automotor con el uso del gas vehicular.

• La Energía Eléctrica: Promover la utilización de fuentes de energía primaria que estén a su

disposición, así como maximizar el uso de la energía hidroeléctrica y termoeléctrica, basada en el gas y los ciclos combinados; sustitución de combustibles líquidos por gas o por otros combustibles más económicos.

• Energías Alternativas: Promover el desarrollo de proyectos conjuntos y líneas de

investigación para el impulso del uso de todas las energías alternativas disponibles en los territorios, tales como: la geotermia, minicentrales hidroeléctricas, energía eólica, energía solar, etc.

• Ahorro de Energía: Desarrollo de programas para la sustitución de artefactos de alto

consumo energético por equipos más eficientes; bombillos incandescentes por bombillos ahorradores; generadores eléctricos de alto consumo de combustibles líquidos, por sistemas a gas, de alta eficiencia y ciclos combinados. Asimismo, se ejecutarán programas de reconversión industrial para complementar las economías de los países miembros, aprovechando de manera óptima la disposición de los recursos energéticos existentes en su territorio.

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PDVSA América, S.A. El 13 de junio de 2006, la Junta Directiva de PDVSA acordó la creación de PDVSA América, S.A., a los fines de materializar y dar seguimiento a las iniciativas regionales de cooperación energética descritas, conjuntamente con el Ejecutivo Nacional, a través de los lineamientos emanados del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo. Las actividades previstas para la región, corresponden a todos los niveles de la cadena de valor de los hidrocarburos, además de incluir proyectos tan diversos como los asociados al sector eléctrico, agroenergético, creación de fideicomisos para el fortalecimiento de las economías locales e inversión en obras sociales, desarrollo de infraestructura energética, transferencia de tecnología, capacitación de recursos humanos para el fortalecimiento de la independencia y soberanía energética de cada nación. De esta manera, además de impulsar esquemas de cooperación energética, se busca dinamizar los sectores económicos, políticos y sociales de las naciones latinoamericanas y caribeñas; promover la unión regional y procurar el establecimiento de un nuevo mapa energético mundial, como parte de la estrategia de diversificación de mercados que impulsa Venezuela.

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VI.Nuevos Negocios a. Empresas de Servicios Petroleros Alineada a las estrategias del Ejecutivo Nacional, PDVSA está desarrollando proyectos y mecanismos que incentiven el desarrollo industrial del país, con criterio soberano, humanista y en armonía con el medio ambiente, respetando la vocación de las distintas localidades de nuestro territorio y que contribuyan a la construcción de una nueva estructura económica y social incluyente.

Como parte de la política de rescate de la Soberanía Petrolera Nacional y en consideración a las estrategias complementarias nacionales y de interdependencia y solidaridad internacional, PDVSA contempla la creación de empresas proveedoras de bienes y prestadoras de servicios, las cuales apalancarán los proyectos estratégicos contemplados en el Plan Siembra Petrolera, mediante actividades de fabricación, ensamblaje, producción y suministro de los bienes, equipos, partes y piezas e insumos necesarios y estratégicos para el desarrollo de la industria petrolera, así como prestación de servicios estratégicos, con el fin de lograr la plena soberanía tecnológica y productiva en dichas actividades.

En este sentido, surgen los proyectos para conformar en Venezuela asociaciones de largo plazo con empresas nacionales e internacionales, bajo la figura de Empresas de Capital Mixto (ECM), públicas y privadas, fabricantes de bienes y proveedoras de servicios en sectores estratégicos para la ejecución de los proyectos contenidos en el Plan Siembra Petrolera.

Adicionalmente, como parte de la estrategia geopolítica establecida por el Estado, a partir de marzo de 2006 se establecieron acuerdos de cooperación en materia energética entre Venezuela y las Repúblicas de Argentina, Bielorrusia, Malí, Angola, Malasia, Federación Rusa, República Islámica de Irán, República Árabe Siria, República Popular China y República Socialista de Vietnam, entre otras, donde se presentan oportunidades de acceso a tecnologías y conocimientos en áreas como ensamblaje y fabricación de taladros de perforación, plataformas Costa Afuera, embarcaciones para servicio a plataformas, tubería, entre otros; y en el sector de servicios tales como: operación y mantenimiento de taladros, servicios a pozos y sísmica.

Bajo este enfoque, PDVSA crea la Gerencia Corporativa de Empresas de Servicios Petroleros (GCESP) como ente coordinador para la conformación de las ECM, con la misión de orientar y apoyar a los diferentes negocios y filiales en el cumplimiento de las premisas estratégicas y factores motrices para la creación de estas asociaciones:

• Una demanda continua y prolongada de bienes y servicios estratégicos para el país, principalmente en aquellas áreas donde existe alta dependencia de empresas foráneas.

• Bienes y servicios no producidos en Venezuela o con insuficiencia de producción.

• Creación de empresas intensivas en capital. • Transferencia de tecnología y conocimiento por parte de los socios

extranjeros. • Aprovechamiento de las capacidades disponibles en el sector productivo

nacional. • Diversificación de la producción con la incorporación y desarrollo de las

comunidades organizadas. Entre los objetivos estratégicos establecidos por la GCESP, destacan los siguientes:

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• Identificar oportunidades para la creación de ECM con base en la demanda de bienes y servicios requeridos en los proyectos del Plan Siembra Petrolera.

• Impulsar con los negocios y filiales la creación de ECM para ensamblaje y fabricación de bienes y prestación de servicios, bajo el enfoque socialista.

• Generar sinergia con países aliados, así como con el sector productivo nacional y el entorno, para impulsar la transferencia y desarrollo de nuevas tecnologías.

• Apalancar el desarrollo de la cadena de suministro de las ECM, asegurando espacio para la participación y desarrollo del sector productivo nacional.

• Maximizar el suministro de bienes y servicios petroleros mediante la eficiente operación de las ECM creadas.

• Insertar las ECM en el mercado internacional a través de la exportación de bienes y servicios petroleros a países hermanos.

Principales logros:

• Se coordinó el proceso integral de conformación de las ECM para el ensamblaje y fabricación de bienes y prestación de servicios asociados a las operaciones de los negocios de Exploración y Producción, Comercio y Suministro y de las filiales CVP y Bariven, participando en las etapas de visualización y conceptualización de las ECM. Las ECM que se adscribirán a la División de Hidrocarburos de PDVSA Industrial, se dedicarán al ensamblaje y fabricación de taladros de perforación, plataformas Costa Afuera y embarcaciones para servicio a plataformas; fabricación de tubería de grandes y pequeños diámetros, turbinas y partes, bombas electrosumergibles, y equipos para GNV (compresores y dispensadores, cilindros, dispositivos de conversión, vehículos y motores a gas). Adicionalmente, las ECM que se adscribirán a la División Eléctrica de PDVSA Industrial, fabricarán bombillos ahorradores y transformadores de distribución. Por otra parte, las ECM que estarán adscritas PDVSA Servicios, realizarán operaciones y mantenimiento de taladros, servicio de sísmica y servicios a pozos: cementación y estimulación, registros eléctricos y fluidos de perforación.

• Se completaron las etapas de visualización y conceptualización de los proyectos de conformación de ECM a estar adscritas a la división hogar de PDVSA Industrial. Con ellas se logrará el ensamblaje y fabricación de muebles, electrodomésticos y confección de textiles y calzados, identificando oportunidades para el desarrollo de comunidades organizadas.

• Se participó en las diferentes negociaciones que se venían adelantando por los negocios y filiales, donde se asesoró en la elaboración de modelos de documentos de tipo legal (Estatutos Sociales y Convenios de Asociación) para la constitución de las ECM, con base en el marco jurídico vigente, y en los aspectos fundamentales de los análisis de factibilidad económico – financiera, los cuales facilitaron la negociación para la asociación con las empresas extranjeras poseedoras de la tecnología en las áreas estratégicas identificadas.

• Se diseñó el proceso y se elaboró el Procedimiento de Convocatoria para la incorporación del Sector Productivo Nacional como socio potencial de las ECM a ser creadas; adicionalmente, se identificaron oportunidades para el desarrollo de empresas de carácter asociativo y PyME’s en la cadena de suministro de las ECM a ser conformadas.

• Se coordinó la realización de la “Expo Feria Belarús 2007”, en la cual se afianzaron los lazos de hermandad y de relaciones comerciales entre Venezuela y Belarús. Fueron expuestos aproximadamente 1.200 productos fabricados en ese país, identificando

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oportunidades de nuevos negocios y/o alianzas comerciales en pro del desarrollo tecnológico de Venezuela.

• Se realizó el diagnóstico de situación del Parque “La Petrolia”, ubicado en el Edo. Táchira, como parte de propuesta para la creación del Museo del Petróleo en Venezuela.

Para finales del año 2007, PDVSA crea las filiales PDVSA Industrial y PDVSA Servicios, a las cuales estarán adscritas las ECM fabricantes de bienes y prestadoras de servicios creadas o en proceso de conformación. Estas filiales deberán garantizar la eficiente y efectiva operación de cada una de las empresas así como el cumplimiento de las premisas para las cuales están siendo creadas. PDVSA Industrial:

Esta filial constituida en el cuarto trimestre de 2007, tendrá como objetivo general desarrollar la capacidad industrial del país suministrando a los sectores de hidrocarburos, eléctrico, hogar y otros, bienes de fabricación nacional con altos estándares de calidad, seguridad y cultura ambiental. Se garantiza así la innovación y sustentabilidad con el mayor porcentaje de valor agregado nacional (VAN), aplicando los principios de eficiencia, eficacia y transparencia en la gestión. Además, se asegura la soberanía tecnológica, contribuyendo a la eliminación de la pobreza de nuestro pueblo y apoyando las actividades productivas petroleras y no petroleras nacionales, así como la posterior exportación que contribuya a estimular y promover la integración bajo el nuevo modelo geopolítico internacional.

Dentro de su alcance está promover y participar en el desarrollo de un tejido industrial nacional mediante la creación de las ECM y de Parques Industriales que soportan las actividades de toda la cadena de valor de PDVSA y sus filiales, reduciendo la dependencia de fuentes de suministro externas o monopólicas para equipos críticos.

Como principios organizacionales tiene definidos:

• Promover la soberanía tecnológica como uno de los pilares fundamentales de la política

nacional. • Desarrollo de industrias proveedoras de insumos y equipos necesarios para el país,

fortaleciendo la industria venezolana. • Optimización estructural, que se traduce en términos de eficiencia y productividad. • Promover el desarrollo de productos de alta calidad, mejorando los ya existentes bajo

los mayores estándares a nivel mundial. • Transparencia en el uso de los recursos y rendición de cuentas. • Desarrollar los negocios de acuerdo al nuevo marco legal que regirá a las ECM. • Fortalecimiento de los convenios suscritos y patrocinio de los potenciales, mediante el

mantenimiento de una política dirigida al desarrollo de las industrias y al incremento del valor agregado e innovación de los productos entre los países miembros de dichos convenios y acuerdos.

• Asegurar el desarrollo integral del trabajador, su grupo familiar y comunidades vecinas en lo referente a educación, vivienda, salud y esparcimiento, bajo los principios de solidaridad y cooperación.

Impacto: • Formación de 24 ECM del Estado, para la fabricación de bienes críticos en las

operaciones del sector hidrocarburos, eléctrico y hogar. • Generación de 9.870 empleos directos. • Creación y consolidación del nuevo modelo productivo alineado con la visión socialista

de producción y abastecimiento de los mercados locales e internacionales.

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• Proceso de industrialización que incorpora el factor ambiental como variable de primer orden.

• Disminución de importación de equipos y componentes fabricables en el país. • Apalancamiento del desarrollo urbano de las zonas de impacto de PDVSA Industrial y

sus ECM a lo largo del territorio venezolano. • Fortalecimiento de la capacidad productiva acorde a la demanda potencial de insumos

provocada por el crecimiento demográfico. • Redireccionamiento de recursos financieros y capital humano hacia el sector industrial y

productivo. • Formación de trabajadores en las competencias exigidas y requeridas con altos valores

éticos, morales y de responsabilidad social, lo que le permitirá integrarse y comprometerse con las comunidades como un actor de los cambios sociales.

• Satisfacer las necesidades del pueblo venezolano, elaborando productos que cumplan con las normas, procedimientos, metodologías, diseños, programas y planes, que permitan contribuir con los programas y planes del país.

• Mayor control en los procesos de calidad de productos y equipos, generando tecnologías propias e innovadoras de productos.

Principales Proyectos:

PDVSA Servicios: Esta filial creada en el cuarto trimestre de 2007, tiene como objetivo general suministrar servicios especializados en los negocios petroleros de Exploración y Producción, tales como: operación y mantenimiento de taladros, registros eléctricos, sísmica, fluidos de perforación, cementación y estimulación, además de otros servicios conexos, dirigidos a empresas

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nacionales e internacionales del sector, con altos estándares de calidad, seguridad, cultura ambiental, competitividad, sustentabilidad e innovación, para promover la consolidación de la soberanía tecnológica, incrementando el Valor Agregado Nacional (VAN), aplicando principios éticos y morales que satisfagan las necesidades humanas de nuestro pueblo, potenciando el Plan Nacional de Desarrollo Económico y Social de la nación.

Como principios organizacionales tiene definidos los siguientes:

• Gobernabilidad y participación. • Transparencia en el uso de los recursos y rendición de cuentas. • Optimización estructural, que se traduce en términos de eficiencia y productividad. • Funcionamiento bajo las premisas de confiabilidad operacional, cultura ambiental,

resguardo de la seguridad, altos estándares de calidad y certificación del personal, equipos y herramientas.

• Alinear las estrategias con el plan de desarrollo nacional, con el fin de asegurar que las ECM constituidas sean eficazmente distribuidas de manera equitativa y en beneficio del colectivo social.

• Desarrollar los negocios de acuerdo al nuevo marco legal que regirá las ECM. • Fortalecimiento de los convenios suscritos y el patrocinio de los potenciales, mediante

el mantenimiento de una política dirigida a la prestación de servicios especializados en operaciones de perforación, y dirigida al incremento del valor agregado e innovación de los productos entre los países miembros de dichos convenios y acuerdos.

• Alta conciencia de soberanía productiva y fomento de participación del capital nacional. • Compromiso con el pueblo.

De este plan, estructurado en el año 2007 se logró crear en asociación con la República de Belarús, la ECM “Sísmica Bielovenezolana S.A”, quien prestará el servicio de sísmica.

b. Empresas de Producción Social El Programa de Empresas de Producción Social (EPS) de PDVSA fue aprobado por Junta Directiva en octubre de 2005, contenido en el Plan Siembra Petrolera como elemento medular del nuevo modelo económico y social del país para ser aplicado en todas las contrataciones de bienes, obras y servicios. Este, se enmarca en seis directrices:

1. Registro de Empresas de Producción Social (REPS). 2. Oferta Social. 3. Fondo Social. 4. Financiamiento a las EPS. 5. Promoción, desarrollo y acompañamiento de las EPS. 6. Proyectos de estímulo al Desarrollo de las Capacidades Nacionales.

1- El Registro de Empresas de Producción Social (REPS) tiene como finalidad recibir, organizar y centralizar información de las empresas que deciden adscribirse al Programa EPS, con el compromiso de responsabilidad social donde las mismas optan para ser proveedores de PDVSA. Para los inicios del Programa EPS y hasta finales del año 2006 se contabilizaron 2.073 empresas productivas. Para el cierre del año 2007, se reportó la cantidad de 4.593 empresas productivas para conformar un universo de proveedores conformado por Empresas Producción Social (EPS) y Empresas Promotoras de Empresas de Producción Social (EPEPS), de 6.666

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empresas aptas e inscritas formalmente para ser consideradas en los procesos licitatorios de PDVSA. De este número de empresas el 54% (3.606) corresponde a EPEPS encargadas de apalancar y transferir procesos tecnológicos de las actividades medulares de la industria, a través del acompañamiento a EPS, requisito indispensable para la participación en procesos licitatorios. El 46% (3.060) restante corresponde a EPS; reconocidas por su carácter social; en ellas no existe la discriminación social por el trabajo, ni los privilegios asociados a la posición jerárquica, sino que mantiene una igualdad sustantiva entre sus integrantes, basada en la planificación participativa y protagónica bajo régimen de propiedad estatal, colectiva o la combinación de ambas. La distribución geográfica de las 3.060 EPS inscritas en el período 2006-2007, está constituida por 1.310 EPS en la región occidental integrada por los estados: Apure, Barinas, Cojedes, Falcón, Mérida, Portuguesa, Táchira, Trujillo y Zulia. 658 EPS en la región central cuyos estados son: Aragua, Carabobo, Distrito Capital, Lara, Miranda, Vargas, Guárico, Yaracuy y dependencia federal; y 1.092 EPS en la región oriental con los estados: Amazonas, Anzoátegui, Bolívar, Delta Amacuro, Monagas, Nueva Esparta y Sucre. En cuanto a las 3.606 EPEPS, la distribución es la siguiente: 1.461 en la región occidental, 1.211 en la región central y 934 en la región oriental. - DISTRIBUCIÓN GEOGRAFICA 2- El aporte por concepto de Oferta Social del programa de EPS ha sido ponderado de acuerdo al monto del contrato y ubicado en una escala a la cual se le ha asignado un porcentaje que va entre un 2% hasta un 5%. Para el año 2007 la aplicación de la Oferta Social ascendió a la cifra de 213 millones de dólares distribuidos en cinco (5) rubros representativos y de impacto social que son: educación 94 millones de dólares, infraestructura 38 millones de dolares., salud 34 millones de dólares, enseres domésticos 46 millones de dólares y Vialidad 1 millón de dólares, donde se destaca que más del 90% de las ofertas sociales está dirigido a bienes, y el resto corresponde a obras y servicios. 3- El Fondo Social se construye con los aportes provenientes de las empresas del programa de EPS a las que se les otorgan la buena pro de un determinado proceso de licitación. Estos aportes están destinados a desarrollar proyectos en las comunidades y son calculados con base en un porcentaje del monto de la contratación, fijado en el pliego de licitación. El Fondo Social se implantó a partir de septiembre de 2006, recaudando al cierre de ese año 5 millones de dólares de las EPS y 15 millones de dólares de las EPEPS. Al término del año 2007 los aportes acumulados por concepto de este fondo fueron de 24 millones de dólares para EPS y 178 millones de dólares de EPEPS, haciendo un total acumulado desde el 2006 al 2007 de 222 millones de dólares.

Durante el 2007 se aprobó que el Fondo Social sea administrado bajo la figura de un fideicomiso constituido en el Banco del Tesoro, distribuido de la siguiente forma: 60% para Desarrollo Endógeno, 20% para la Misión Ribas Productiva y 20% para construcción de viviendas.

4.- El Fondo de Financiamiento es una herramienta para el desarrollo de las EPS por vía de préstamos en condiciones especiales para sostener su actividad económica por medio de la adquisición de infraestructura, bienes, apoyo tecnológico, capital de trabajo y capacitación del recurso humano para mejorar su eficiencia operacional contando así con un mecanismo efectivo de financiamiento y soporte. Al cierre de 2007, se aprobó el financiamiento de 10 Proyectos de EPS por un monto de 3 millones de dólares para actividades como: la fabricación de piezas metalmecánicas, fabricación y mantenimiento de mandriles utilizados en el levantamiento artificial por gas, servicios de reparación y mantenimiento a unidades propulsadas y no propulsadas, mantenimiento de gabarras y unidades flotantes; todas éstas entre las más resaltantes.

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5- Desde el inicio del Programa EPS se ha comprendido que el elemento clave para apoyar esta nueva modalidad de empresas, es la Promoción, desarrollo y acompañamiento de las EPS que permite la transferencia de conocimientos y tecnología desde las empresas de alta complejidad a las de baja complejidad. El año 2007 mostró que los procesos de formación estuvieron concentrados en las capacitaciones técnicas-económicas y socio-organizacionales, a las empresas del Programa EPS. Con respecto al proceso de acompañamiento, PDVSA ha invertido 12.409 Horas Hombre en 617 EPS. 6.- Proyectos de estímulo al desarrollo de las capacidades nacionales. Su objetivo es emprender un plan que apunte al logro de un desarrollo productivo sostenible creando empresas de “mediana” y “alta” complejidad que a su vez promuevan la transferencia del conocimiento a fin de crear un tejido industrial sólido, competitivo y funcional que pueda ser adherido a otros sectores industriales del país.

• Industria naval. Se elaboraron especificaciones para la construcción en el país de buques para suministro y apoyo a plataformas Costa Afuera; almacenaje temprano de gas y compresión de gas licuado; se hicieron propuestas para la construcción de nuevos astilleros en el país para satisfacer la demanda de construcción y mantenimiento de buques requeridos para los Proyectos del Plan Siembra Petrolera; preparación de planes de adiestramiento para el personal tanto de los astilleros, institutos educativos técnicos y artesanales, talleres navales nacionales, como de la tripulación de los buques, lo que impulsará la creación y formación de nuevas EPS. Del estudio realizado se identificó en la industria naval, la siguiente demanda: construcción de veinticinco (25) buques de apoyo, dos (2) astilleros de operación y mantenimiento de buques, nueve (9) diques flotantes y ocho (8) buques de manejo de anclas.

• En insumos químicos para exploración y producción. Fueron definidas

oportunidades en tres proyectos: taponamiento por asfáltenos; incrustaciones y corrosión, y formación de emulsiones. Promoción y acompañamiento a cinco (5) EPS y cuatro (4) Promotoras de EPS para transferencia de ocho (8) productos tecnológicos de Intevep (Inteflow® Endrill®, Intebios®, Biorize®, Intav®, Greenoil®, Intecarb® y Multigel®)

• Plataforma venezolana. Se firmaron Memoranda de Entendimiento para la discusión y

posterior formación de consorcios de capital mixto con PDVSA, para la fabricación y construcción de plataformas de acero y concreto, e inclusión de las cooperativas y EPS en el estudio para evaluar y cuantificar las capacidades nacionales y la participación nacional de Proyectos Gasíferos en Venezuela.

• En cuanto al proyecto Pozo Venezolano. Se establecieron mesas técnicas de trabajo

entre PDVSA y representantes empresariales del sector de bienes y servicios petroleros para la identificación de áreas prioritarias de desarrollo. En el Distrito Social Apure, se hizo la sustitución de equipos de flotación, utilizados en los revestidores.

• Iniciativas de industrialización de los hidrocarburos sector plástico. Se continuó trabajo de integración con representantes de Asociación Venezolana de Industrias Plásticas (AVIPLA), Asociación Venezolana de la Industria Química y Petroquímica (ASOQUIM), Petroquímica de Venezuela, S.A. (PEQUIVEN), Corporación Americana de Resinas C.A. (CORAMER), Ministerio de Industrias Ligeras y Comercio (MILCO), Ministerio de Ciencia y Tecnología (MCT) y PDVSA, para definir los planes estratégicos y de acción para la activación del Centro Nacional del Plástico y del Caucho como plataforma para el desarrollo del Plan Nacional del Plástico. Igualmente, se apoyó y asesoró a empresas interesadas en desarrollar la transformación de polímeros en

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bienes terminados. • Planta de recuperación de aceites lubricantes usados: finalizado proceso de

selección de tecnologías para recuperar bases lubricantes API Grupo I y II y culminada Fase I de estudio piloto de fuente de generación de aceites usados en el Municipio Guaicaipuro.

Entre otras actividades que se fomentan dentro del Programa de EPS, se destacan:

• Las Ruedas de Negocios que consisten en dar a conocer la demanda de bienes, obras

y servicios del sector público, la cual forma parte de los Planes Excepcionales de Compras del Estado, dando la oportunidad a PyMI´s, cooperativas, cooperativas apegadas al Programa EPS y empresas alternativas apegadas al Programa de EPS a manifestar su interés de participar en los procesos de contratación. De las Ruedas de Negocios realizadas en Caracas, Puerto Ordaz, Puerto La Cruz y Ciudad Ojeda se registraron 294 procesos a contratar por PDVSA, equivalentes a 391 millones de dólares que representa el 69% de total de la demanda del país.

La Misión Ribas Productiva tiene su punto de integración con el marco del Programa de EPS de PDVSA. Desde marzo del 2007, se han iniciado macro y mini-proyectos que contemplan ampliar niveles de participación con resultados a corto y largo plazo. Los objetivos contemplados para la Misión Ribas Productiva son:

• Fortalecer y mejorar la Misión Ribas para que sea un instrumento de transición política, económica y social, rumbo al Socialismo del Siglo XXI.

• Impulsar y fortalecer la consolidación de Redes Productivas Comunitarias. • Incorporar los contenidos programáticos de la estructura de Orientación Laboral

dentro del plan de estudio de la Misión Ribas. Con el fin de promover proyectos socio-productivos con los vencedores de acuerdo a las necesidades, potencialidades y vocaciones de las comunidades se crearon seis (6) macro proyectos, distribuidos por bloques geográficos, que contribuyen al desarrollo endógeno integral:

1. Construcción de viviendas, terminación y puesta en marcha de la planta procesadora de desechos sólidos y la recuperación de 500 hectáreas para la siembra de cacao, en el Estado Miranda.

2. Construcción de viviendas, desarrollo agropecuario y desarrollo artesanal, en el estado Zulia.

3. Proyecto náutico y pesquero, astilleros La Guaira, en el estado Vargas.

4. Producción de ganado bufalino y construcción de viviendas del Delta del Orinoco.

5. Producción de ganado bufalino y construcción de viviendas en Mata de los Indios, Monagas.

6. Desarrollos agrícolas múltiples: Apure, Guárico, Barinas, Anzoátegui, Sucre y Monagas.

A partir de estos macroproyectos se despliegan hasta la fecha un total de 136 de proyectos con un monto estimado de 6 millones de dólares, correspondientes a 136 cooperativas, con capacidad de generar 1.384 y 1.484 empleos directos e indirectos respectivamente, en donde el 50% de ellos son vencedores egresados de la Misión Ribas.

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La gestión de la Misión Ribas Productiva para el año 2007, ascendió al número de 123 Cooperativas destinadas a desarrollar actividades comerciales de diversa índole, las cuales han generado un total de 1.084 empleos directos, de los cuales el 65% (706) son vencedores insertados en oficios de interés. Es de hacer notar que el 37% de estos proyectos están destinados al mejoramiento de los eslabones de la cadena de valor de los rubros agroalimentarios y agroenergéticos indispensables para los venezolanos, por lo que se encuentran alineados con los objetivos de la nueva filial PDVSA Agrícola. Esta articulación permite destacar la posibilidad de inserción de vencedores en los proyectos sustentables de producción de materias primas de esta filial como por ejemplo: desarrollo de caña de azúcar, palma aceitera, soya, maíz, leguminosas, entre otros.

La Misión Ribas Técnica está dirigida a identificar y promover oportunidades de adiestramiento para el trabajo y empleo de los vencedores egresados de la Misión Ribas, a fin de elevar las condiciones sociales y económicas de sus familias. En agosto de 2007 nace la Misión Ribas Técnica, con el objeto de llevar a cabo la formación de técnicos medios en actividades petroleras y gasíferas, esta preparación está dirigida principalmente a los vencedoras y vencedores egresados de la Misión Ribas, tendrá una duración de cuatro (04) semestres y recibirán un título equivalente a técnico medio en actividades tales como perforación, producción de crudo y gas, soldadura, mantenimiento mecánico, electro- instrumentación y refinación, en una primera fase que se iniciará el 21-04-2008. En una segunda fase se desarrollarán las especialidades de transporte y distribución de gas, operaciones de GLP, petroquímica, construcción civil, operaciones agrícola, construcción naval y mecánica automotriz. Los componentes curriculares incluyen, formación socio productivo tecnológico, formación general y formación socio política. La actividad está siendo coordinada entre las GCEPS, GREPS, RRHH y la Misión Ribas.

c. Empresas del Sector Agrícola

PDVSA Agrícola, S.A.

A partir del tercer trimestre de 2007 se autoriza a PDVSA la creación de la nueva filial PDVSA Agrícola, con la misión de impulsar el desarrollo endógeno y territorial del país, mediante la producción agroalimentaria y agroenergética en un 25% de los requerimientos nacionales, así como el apoyo a la ejecución del “Plan Siembra Petrolera”, en el área Agrícola. PDVSA Agrícola se propone ejecutar proyectos estratégicos y estructurantes, totalmente armonizados con el ambiente y desarrollados en una red de cadenas productivas que integran la producción primaria y el procesamiento industrial hasta el consumidor final. Los proyectos principales son la producción de carnes, leche, aceite comestible, alimentos balanceados, leguminosas, semillas certificadas, alcoholes, NUDES y los proyectos de PDVSA en el área agroindustrial.

Como objetivo general PDVSA Agrícola tiene definido la producción primaria, el procesamiento agroindustrial y la comercialización de rubros agroalimentarios y agroenergéticos, usando la cultura organizacional para la formulación, implantación y operación de proyectos articulados en un Plan de Negocios estructurado para el desarrollo progresivo de complejos agroindustriales interconectados en cadenas productivas, desde la producción primaria hasta los productos terminados.

Como principios organizacionales tiene definido

• Desarrollar la producción agrícola nacional (animal y vegetal) en un 25% de los rubros estratégicos del país (carnes, leche, grasas, oleaginosas, entre otros) aportando 2.257.439 toneladas de alimentos al año.

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• Implantación y puesta en operación de 14 complejos agroindustriales de derivados y 59 centros de servicios de apoyo a la agroindustria nacional, localizadas en los ejes Norte Llanero, Apure-Orinoco y Faja Petrolífera del Orinoco.

• Incorporación de 10.000 técnicos medios agrícolas de la Misión Ribas Productiva como empleos directos e integrados en cooperativas o EPS comunitarias, orientadas a potenciar el desarrollo agroindustrial rural como fuente generadora de bienes y servicios para la nueva agricultura del País.

• Satisfacer la necesidad alimentaria de la población con la incorporación del 25% de la producción nacional a la red de comercialización de PDVAL.

•• Adquirir todo el equipamiento tecnológico, industrial, agrícola, de infraestructura rural e

investigación, requerido en el Plan de Negocios 2007-2012.

•• Consolidar la filial con la captación, la selección y el desarrollo de un recurso humano altamente comprometido con el país, con valores éticos y solvencia moral para la ejecución de las actividades propuestas.

Impacto alcanzado a la fecha

• Durante el ciclo de siembra 2006-2007, se sembraron 1.250 hectáreas de semilleros en los estados Trujillo, Barinas, Portuguesa, Cojedes y Monagas.

• Se adquirieron 1.089 hectáreas de terreno para la construcción de los complejos

agroindustriales de derivados de caña y el desarrollo agrícola de los polígonos del primer nivel.

• Se seleccionaron y esta en proceso la organización de 2.500 pequeños y medianos

productores.

• Se contrataron y actualmente se están fabricando los equipos de las cuatro primeras plantas comerciales de producción de alcoholes mediante convenios con Brasil y Cuba.

• Contratación de la construcción de los cuatro primeros complejos agroindustriales de

derivados de caña a la empresa constructora del Alba.

• Inicio del movimiento de tierra en los polígonos del primer nivel ubicados en Barinas, Portuguesa, Cojedes y Trujillo.

• Continuación de la construcción de dos centrales azucareros en Cojedes y Monagas.

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VII.Empresas del Sector Eléctrico En el año 2007 se inició la reorganización del sector eléctrico nacional con la finalidad de mejorar la calidad del servicio en todo el país, maximizar la eficiencia en el uso de las fuentes primarias de producción de energía y en la operación del sistema y redistribuir las cargas y funciones de las actuales operadoras del sector. Se crea la sociedad anónima Corporación Eléctrica Nacional S.A, adscrita al Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, como una empresa operadora estatal encargada de la realización de la actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de potencia y energía eléctricas cuyo capital social de la Corporación Eléctrica Nacional S.A., será determinado y suscrito en un 75% por Venezuela, a través del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo y en un 25% por PDVSA. En el Decreto-Ley N° 5.330 de fecha 31-07-07 se ordena a la República, PDVSA y a la Corporación Venezolana de Guayana a transferir las acciones que posean de empresas Eléctricas Públicas a la Corporación Eléctrica Nacional, S.A, empresas que pasarán a ser filiales y serán adscritas al Ministerio antes referido.

En un plazo de 3 años a partir de la publicación del referido decreto, las siguientes empresas deberán fusionarse en una persona jurídica única: Energía Eléctrica de Venezuela, S.A. (ENELVEN), Empresa Nacional de Generación, C.A. (ENAGEN), Compañía de Administración y Fomento Eléctrico, S.A. (CADAFE), CVG Electrificación del Caroní, C.A. (CVG, EDELCA), Energía Eléctrica de la Costa Oriental del Lago, C.A. (ENELCO), Energía Eléctrica de Barquisimeto, S.A.(ENELBAR), Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, C.A. (SENECA), así como las empresas filiales de la Corporación Eléctrica Nacional, S.A. Todas aquellas empresas privadas dedicadas a la generación, transmisión, distribución y comercialización de potencia y energía eléctrica, así como, aquellas empresas filiales o afiliadas a éstas que a la fecha de entrada en vigencia del decreto se encuentran en proceso de adquisición por parte del Estado, intervenidas administrativa o jurídicamente, o cualquiera que el Estado decida adquirir deberán cumplir con lo dispuesto en los párrafos anteriores. La Corporación podrá crear mediante Asamblea de Accionistas nuevas empresas, con el fin de transferir una o todas las actividades encomendadas a ésta, en el presente Decreto, con lo que se transformará en una casa matriz rectora de las operadoras. Dada la importancia que tiene el servicio eléctrico para el desarrollo del país, el bienestar social, y en vista de que su regulación y prestación excede el ámbito municipal y estadal, las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de potencia y energía eléctrica no estarán sujetas al pago de tributos estadales y municipales. Todas aquellas ventas de bienes y prestaciones de servicios que se realicen entre las diferentes empresas eléctricas no están sujetas a gravamen, según la Ley de Impuesto al Valor Agregado. A continuación se presenta un resumen de las operaciones de compra:

(a) C. A. La Electricidad de Caracas

El 15 de febrero de 2007, PDVSA suscribió un acuerdo con The AES Corporation (AES) y su filial AES Shannon Holding, B.V., para la compra de su participación en C.A. La Electricidad de Caracas (EDC), equivalente a 82,14% de las acciones. De acuerdo con la legislación venezolana, para adquirir las acciones restantes en circulación, PDVSA realizó una oferta pública.

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Entre el 8 de abril y el 8 de mayo de 2007, PDVSA realizó oferta pública para adquirir hasta 17,86% de las acciones restantes en circulación de la EDC, por el equivalente en bolívares de $0,2734 por acción (calculado a la tasa de cambio oficial para la venta de dólares, vigente en la fecha de cierre). Esto incluyó, paralelamente, una oferta pública en Venezuela y una oferta en los Estados Unidos de América, para la adquisición de todos y cada uno de los American Depositary Share (ADS’s) en circulación, cada uno representativo de 50 acciones de EDC, a un precio de $13,6675 por cada ADS.

Como resultado de la oferta pública, y del acuerdo con AES, PDVSA adquirió 93,61% del total de las acciones en circulación de EDC, por un total de 844 millones de dólares.

(b) Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, C.A.(SENECA)

El 8 de febrero de 2007, PDVSA firmó un Memorándum de Entendimiento con CMS Energy Corporation, para comprar sus acciones en la empresa Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, C.A. (SENECA), por 106 millones de dólares, las cuales representan 88% del capital social de esa entidad. El 7 de marzo de 2007, la Asamblea de Accionista de PDVSA aprobó la compra en los términos acordados, la cual se completó el 30 de marzo de 2007.

(c) Otras Empresas del Sector Eléctrico

El 6 de julio de 2007, PDVSA compró la totalidad de las acciones de la C.A. Electricidad de Valencia (ELEVAL) por 190 millones de dólares y, el 16 de noviembre de 2007, compró la totalidad de las acciones de la C.A. Luz y Fuerza Eléctrica (CALIFE) de Puerto Cabello, por 55 millones de dólares.

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VIII.Litigios y Otros Reclamos En fecha 25 de junio de 2007, la Sala Constitucional del Tribunal Supremo de Justicia (TSJ) declaró inadmisible el recurso de revisión interpuesto por la representación judicial de PDVSA Petróleo, S.A. en contra de la decisión de fecha 16 de febrero de 2006 de la Sala Político Administrativa del TSJ, que declara sin lugar la apelación interpuesta por PDVSA Petróleo, S.A. contra la resolución del Servicio Nacional Integrado de Administración Aduanera y Tributaria (SENIAT), de fecha 17 de noviembre de 1999, relacionada con obligaciones tributarias correspondientes a los años 1994, 1995 y 1996, por 839 millones de dólares. Al 31 de diciembre de 2007, la provisión para litigios y otros reclamos incluye 839 millones de dólares por este concepto.

En fecha 30 de julio de 2007, el Tribunal 9° Superior de lo Contencioso Tributario, dictó sentencia respecto a un recurso interpuesto por PDVSA Petróleo, S.A. contra actas de reparo emitidas por la Administración Tributaria, en las que se objeta la deducibilidad del aporte efectuado, de conformidad con el articulo 6 de la Ley Orgánica que Reserva al Estado la Industria y Comercio de los Hidrocarburos (LOREICH). En dicha sentencia se concluye que sólo serían susceptibles de deducción las exportaciones de "petróleo" y no otros productos o subproductos de los hidrocarburos; y que debe ser interpretado de manera restrictiva por cuanto involucra un beneficio fiscal (deducción). La gerencia de PDVSA y sus asesores legales han manifestado que la señalada sentencia, en principio, parece tener consistencia con el texto legal, sin embargo, defenderán el criterio de la deducibilidad a través de un recurso de apelación ante la Sala Político Administrativa del TSJ. Al 31 de diciembre de 2007, la provisión para litigios y otros reclamos incluye 338 millones de dólares por este concepto.

El 25 de julio de 2007, la Compañía efectuó un pago de 110 millones de dólares a favor de New Brunswick Power Corporation ("NB Power") por concepto de un acuerdo extra-judicial entre las partes, mediante el cual se finaliza definitivamente el reclamo iniciado en septiembre de 2005, donde la empresa New Brunswick Power Corporation ("NB Power") introdujo una demanda en una corte de Canadá y una solicitud de arbitraje ante el Consejo Internacional de Resolución de Disputas de la Asociación Americana de Arbitraje de New York, en contra de PDVSA, Bitúmenes Orinoco, S.A. (BITOR) y la República Bolivariana de Venezuela, alegando entre otras cosas el incumplimiento de un supuesto contrato de suministro de Orimulsión®. Dichos procedimientos fueron suspendidos hasta que la Corte Federal de New York se pronuncie sobre una petición de PDVSA y BITOR relativa a la existencia o no del Contrato. NB Power, reclama la indemnización de daños por CAD2.000 millones (dólares canadienses). En febrero de 2002, LYONDELL-CITGO interpuso una demanda contra PDVSA y PDVSA Petróleo, S.A. en una corte distrital en los Estados Unidos de América, ubicada en el Distrito Sur de Nueva York. LYONDELL-CITGO alegó que PDVSA y PDVSA Petróleo, S.A. erróneamente declararon casos de fuerza mayor y redujeron envíos de petróleo crudo extra pesado a LYONDELL-CITGO. LYONDELL-CITGO solicitó la indemnización por daños y perjuicios por supuestos hechos de incumplimiento del convenio de suministro de petróleo crudo entre LYONDELL-CITGO y Lagoven (posteriormente fusionada en PDVSA Petróleo, S.A.), y el convenio de suministro suplementario entre LYONDELL-CITGO y PDVSA; ambos acuerdos de fecha 5 de mayo de 1993. En julio de 2006, LYONDELL-CITGO Y PDVSA anunciaron el fin del litigio referido al acuerdo de suministro. En marzo de 2006 CITGO pagó a Lyondell Chemical Company (accionista mayoritario de LYONDELLCITGO) 80 millones de dólares para el finiquito de todas las reclamaciones existentes. La Compañía está involucrada en otros reclamos y acciones de orden legal en el curso normal de sus operaciones por 3.500 millones de dólares. En opinión de la gerencia y sus asesores legales, la disposición final de estos reclamos no tendrá un efecto material adverso sobre la posición financiera de la Compañía, resultados de sus operaciones o su liquidez Con base en el análisis de la información disponible, se incluye en acumulaciones y otros pasivos una provisión, al 31 de diciembre de 2007 y 2006, por 1.810 millones de dólares y 860 millones de dólares, respectivamente. Si las demandas y reclamos conocidos se resolvieran de una manera adversa para la Compañía en montos mayores que los acumulados, entonces estos resultados podrían tener un efecto material adverso sobre los resultados de estas operaciones. A pesar que no es posible predecir el resultado, la gerencia, basada en parte en la recomendación de sus asesores legales, no considera que

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sea probable que pérdidas asociadas con los mencionados procedimientos legales, que excedan los estimados ya reconocidos, generen montos importantes para la situación financiera de la Compañía o en los resultados de sus operaciones. IX.Análisis Operacional y Financiero 1. Resumen Ejecutivo Los resultados financieros consolidados de PDVSA dependen, básicamente, del volumen de producción de crudo y del nivel de precios de los hidrocarburos. El nivel de producción de crudo y los desembolsos de inversión necesarios para alcanzar los niveles de producción han sido los principales factores determinantes en los resultados financieros y operacionales. Históricamente, los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), han entrado en acuerdos para reducir la producción de crudo, estos acuerdos han incrementado los precios globales de crudo bajando la oferta global de producción. Desde el mes de julio de 2005 hasta el mes de octubre de 2006, El tope de producción asignado a Venezuela por la OPEP era de 3.223 MBD. En noviembre de 2006 se acordó en el seno de la OPEP un recorte estratégico de 138 MBD, quedando Venezuela con un tope de producción OPEP de 3.085 MBD. En cuanto a los precios del crudo, han continuado con una tendencia alcista, a pesar de los esfuerzos de la OPEP por estabilizar el mercado. En el año 2007, la cesta OPEP se elevó a 68,95 $/Bl, representando un incremento de 7,88 $/Bl con respecto al alcanzado en el año 2006. Este incremento en los precios del petróleo se debió, fundamentalmente, al crecimiento sostenido de la demanda en los países asiáticos, acuerdo de recorte de producción de la OPEP, persistencia de las tensiones geopolíticas en el Medio Oriente y África, problemas de producción en Africa, y a movimientos especulativos en los mercados a futuro. El precio promedio de la cesta de exportación venezolana para el año 2007 fue de 64,74 $/Bl, esto es 9,53 $/Bl por encima del aňo anterior (55,21 $/Bl). Tal como fue denunciado por el Comisario Mercantil de PDVSA, en su informe sobre la gestión del año 1999, los estados financieros de PDVSA al cierre de 1998 reflejaban, un déficit de 14.626 millones de dólares. Los dirigentes de la Cuarta República, aliados con la gerencia “meritocrática” de la vieja PDVSA, tenían a nuestra principal industria en una situación de quiebra, producto de desacertadas decisiones operacionales y financieras. Finalmente, al cierre del ejercicio económico del año 2007, PDVSA muestra en su patrimonio un superávit en las ganancias no distribuidas de 4.150 millones de dólares, tal y como se muestra en el siguiente cuadro: Composición / Detalle del Patrimonio de PDVSA

Expresado en MMUS$ 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

Utilidades Retenidas: Reservas Legales y Otras 6.952 8.860 8.825 8.662 8.706 8.046 8.843 8.133 7.557 7.567

Ganancias (Pérdidas) Retenidas 4.150 (471) (905) (5.894) (9.798) (9.821) (11.407) (9.171) (13.931) (14.626)

Total Utilidades Retenidas 11.102 8.389 7.920 2.768 (1.092) (1.775) (2.564) (1.038) (6.374) (7.059)

Aporte Adicional 3.010 3.233 - - - - - - - -

Total Patrimonio del Accionista 53.206 50.716 47.014 41.862 38.002 37.319 36.530 38.056 32.720 32.035

Intereses Minoritarios 2.856 2.387 81 67 - - - - - -

Total Patrimonio 56.062 53.103 47.095 41.929 38.002 37.319 36.530 38.056 32.720 32.035

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2. Inflación y Devaluación Los ingresos por ventas de PDVSA al igual que gran parte de los costos operacionales, se causan principalmente en dólares estadounidenses (dólar o $), mientras que los impuestos en Venezuela son incurridos en bolívares (Bs.) como resultado, las condiciones financieras y el resultado de operación de PDVSA están afectados por la tasa de inflación y la tasa cambiaria (Bs./US$) en Venezuela. Indicadores financieros:

31 de diciembre de2007 2006

Tasas de cambio del dólar al cierre contable (Bs/$1) 2.150 2.150 Tasas de cambio promedio anuales del dólar (Bs/$1) 2.150 2.150 Incrementos interanuales en el *IPC (%) 22 17

*IPC indice de precios al consumidor 3. Aportes Pagados a la Nación La contribución total pagada a la Nación en el ejercicio fiscal del año 2007 se ubicó en 29.776 millones de dólares, superior en 2.563 millones de dólares, es decir un 9% con respecto a la del año 2006, que fue de 27.213 millones de dólares. La contribución incluye: 8.334 millones de dólares por impuesto sobre la renta, 17.161 millones de dólares por regalía, 1.659 millones de dólares por impuesto de extracción, 49 millones de dólares por impuesto de registro de exportación y 2.573 millones de dólares por concepto de dividendos. a. Impuesto Sobre la Renta La Ley de Impuesto sobre la renta en Venezuela establece una tarifa de 50% para las compañías dedicadas a la explotación de hidrocarburos y actividades conexas, estableciendo ciertas excepciones para la explotación y realización de actividades conexas sobre petróleos crudos extrapesados y gas no asociado, cuya tarifa es de 34%. La tarifa de impuesto sobre la renta aplicable para las principales filiales del exterior, es de 35%.

(14.626) (13.931)

(9.171)(11.407)

(9.821) (9.798)

(5.894)

(905) (471)

4.150

(17.000)

(12.000)

(7.000)

(2.000)

3.000

8.000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Ganancias (Pérdidas) Retenidas

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La Ley de Impuesto sobre la renta en Venezuela establece el ajuste fiscal por inflación para el cálculo del impuesto. Los valores inicialmente ajustados de las propiedades, plantas y equipos son depreciados o amortizados a los fines fiscales en su vida útil remanente. La Ley también establece un ajuste regular por inflación anual que será incluido en la conciliación de la renta como una partida gravable o deducible. b. Regalía La regalía se paga con base en el petróleo crudo producido y el gas natural procesado en Venezuela. Se establece una tasa de 30% sobre los volúmenes de hidrocarburos y gas natural producidos en áreas tradicionales (aplicables a PDVSA Petróleo, PDVSA Gas y, las Empresas Mixtas). En el caso de yacimientos relacionados con los proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco, se estableció la tasa de 16 2/3% para ser aplicada durante la primera fase de la producción con base en ciertos parámetros fijados por el Gobierno Nacional. Los convenios establecían que cuando se iniciara la producción comercial de crudo mejorado, la tasa se reduciría a 1% y se mantendría en ese nivel durante los nueve años siguientes o, hasta que los ingresos procedentes de la venta del crudo triplicará el valor de la inversión inicial, si ocurre antes de cumplirse el plazo mencionado. Después del período de nueve años, volvería a aplicarse la tasa de 16 2/3%. En octubre de 2004, el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo estableció que la nueva tasa por concepto de regalía, vigente a partir del 11 de octubre de 2004 y aplicable a la explotación de los crudos extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco, que llevaban a cabo las asociaciones con terceros, es de 16 2/3%. En mayo de 2006 se aprobó la Reforma Parcial a la Ley Orgánica de Hidrocarburos, mediante la cual se establece que las operadoras debían pagar al Estado mediante regalías e impuestos adicionales 33,33% del valor de cada barril a boca de pozo.

El 14 de noviembre de 2006 se estableció un nuevo cálculo de regalías para las empresas que realizan actividades petroleras primarias en el país, fundamentándose en que se medirán, mensualmente, en los campos de producción los contenidos de azufre y gravedad API de los hidrocarburos líquidos extraídos, y se reportarán conjuntamente con la producción fiscalizada; toda esta información formará parte del precio de liquidación de la regalía y se utilizará para el cálculo de cualquier ventaja especial. Esta información ocasionará ajustes por gravedad y azufre, los cuales serán publicados por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo. c. Impuesto de Extracción La Reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece una tasa de 33,33% del valor de todos los hidrocarburos líquidos extraídos de cualquier yacimiento, calculado sobre la misma base establecida para el cálculo de la regalía. Al calcular este impuesto, el contribuyente podrá deducir lo que se hubiese pagado por regalía, inclusive la regalía adicional que esté pagando como ventaja especial. Hasta el 31 de diciembre de 2007, las asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco, adicional a la regalía de 16 2/3%, pagaron un impuesto de extracción de 16 2/3%. d. Impuesto de Registro de Exportación La Reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece una tasa de 0,1% sobre el valor de todos los hidrocarburos exportados desde cualquier puerto del territorio nacional, calculado sobre el precio de venta de dichos hidrocarburos. Este impuesto se comenzó a aplicar a partir del 24 de mayo de 2006, con una vigencia efectiva de sesenta (60) días continuos contados a partir de la fecha de publicación en Gaceta Oficial.

122

e. Impuesto Superficial La Ley Orgánica de Hidrocarburos establece el pago de un impuesto equivalente a 100 unidades tributarias (UT) por cada kilómetro cuadrado o fracción de extensión superficial otorgada que no estuviese en explotación. Este impuesto se incrementará anualmente 2% durante los primeros cinco años y 5% en los años subsiguientes. f. Impuesto al Valor Agregado (IVA) En la Gaceta Oficial Nº 38.632 del 26 de febrero de 2007, se publicó la Ley de Reforma Parcial de la Ley sobre el IVA, la cual establece una reducción de la alícuota de 14% a 11%, desde el 1° de marzo hasta el 30 de junio de 2007, y 9% a partir del 1° de julio de 2007. Como exportadores, las filiales venezolanas tienen derecho a recuperar una porción del impuesto pagado, el cual se clasifica en el Balance General como créditos fiscales por recuperar. Durante el año 2006, se recibieron del Ministerio del Poder Popular para las Finanzas 647 millones de dólares en Certificado de Reintegro Tributario (CERT), los cuales fueron utilizados para el pago de impuesto sobre la renta. g. Impuesto de Consumo General Las ventas de gasolina y otros combustibles en Venezuela y en los Estados Unidos causan impuestos de consumo. h. Dividendos PDVSA es una empresa propiedad de la República Bolivariana de Venezuela. El ente de adscripción es el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, quien ejerce la representación del Accionista, y supervisa y controla sus operaciones. De acuerdo con sus estatutos, la Asamblea de Accionistas ejerce la suprema dirección y administración de PDVSA, teniendo entre sus atribuciones aprobar o improbar los resultados económicos y financieros, así como disponer sobre el destino de las ganancias obtenidas anualmente por la empresa. En virtud de esta atribución, con base en los lineamientos del Ejecutivo Nacional, y considerando lo previsto en la Ley de Presupuesto de la Nación para cada ejercicio anual, la Asamblea de Accionistas de PDVSA ordena el pago de dividendos a favor de la República Bolivariana de Venezuela, distribuyendo a la Nación una porción de sus ganancias, estos dividendos son pagados por PDVSA dentro de los ejercicios fiscales en los que se presupuestan, de acuerdo con las instrucciones de la Oficina Nacional del Tesoro (ONT), de la República Bolivariana de Venezuela. A continuación se muestran los aportes pagados a la nación en los últimos cinco años.

2007 2006 2005 2004 2003

Regalía 17.161 17.505 11.327 8.881 5.945 Impuesto de Extracción 1.659 797 - - - ISLR 8.334 7.594 5.069 1.978 1.216 Dividendos 2.573 1.317 1.317 1.302 2.326 Impuesto al Registro de Exportación 49 - - - -

Total 29.776 27.213 17.713 12.161 9.487

Las cifras mostradas en este cuadro corresponden a los pagos efectivamente realizadosdurantelos años correspondientes, los cuales dif ieren ligeramente a los presentados como gastos en losestados f inancieros consolidados de PDVSA y sus filiales, debido a que, de conformidad conprincipios de contabilidad de aceptación general, algunos desembolsos son reconocidos comogastos en períodos diferentes al del pago.

Aportes Pagados a la Nación (MMUS$)

123

4. Reconversión Monetaria Con fecha 6 de marzo de 2007 la Presidencia de la República Bolivariana de Venezuela aprobó un decreto con rango, valor y fuerza de ley de reconversión monetaria, el cual contempla, a partir del 1° de enero de 2008 una reexpresión de la unidad del sistema monetario en el equivalente de mil bolívares actuales.

De acuerdo con el texto del mencionado decreto-ley, a partir de esa fecha los precios, salarios y demás prestaciones de carácter social, así como, los tributos y demás sumas en moneda nacional contenidas en estados financieros o en otros documentos contables, o en títulos de crédito y en general, cualquier operación o referencia expresada en moneda nacional, deberán expresarse conforme al bolívar reexpresado (“Bolívares Fuertes” o “Bs.F”).

Como parte del proceso de reconversión antes indicado, el decreto-ley contempla que, a partir del 1° de octubre de 2007, los instrumentos en lo cuales se oferten los precios de bienes y servicios; así como otros que expresen importes monetarios, emplearán en su referencia tanto la unidad de cuenta previa a la reexpresión, como la resultante de esta última. Asimismo, establece la expresión en la nueva unidad monetaria de aquellos estados financieros de ejercicios concluidos después del 1° de enero de 2008.

5. Resultados Operacionales y Financieros PDVSA, como compañía integrada verticalmente desarrolla operaciones de exploración y producción de crudo y gas natural en Venezuela “aguas arriba” y lleva a cabo operaciones de refinación, mercadeo, transporte de crudos y productos terminados, y procesamiento, mercadeo y transporte de gas natural “aguas abajo” no sólo en Venezuela, sino también en el Caribe, Norte América, Sur América y Europa, entre otras regiones. Con base en la nueva responsabilidad social de PDVSA, establecida en los Artículos Nº 302 y Nº 311 de la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela y en el Artículo Nº 5 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, referidos a la participación de PDVSA en el desarrollo social e integral del país, y con la finalidad de apoyar las obras o servicios destinados al desarrollo de infraestructura y vialidad, actividades agrícolas, de salud y educación, y a cualquier otra inversión productiva en Venezuela, PDVSA participa en diferentes programas establecidos por el Ejecutivo Nacional. PDVSA evalúa sus operaciones aguas arriba basándose en los siguientes factores: número de pozos, nivel de producción por campo, factores de recobro, incorporación de reservas de crudo y gas y aplicación de tecnologías. PDVSA evalúa sus operaciones aguas abajo basándose en los siguientes factores: porcentajes de utilización de las refinerías, rendimiento de productos y costos de refinación. Los resultados financieros se evalúan tomando en consideración: margen de refinación, retorno del capital empleado, valor económico agregado, flujo de caja libre, costos de operación por barril producido, margen bruto y estudios comparativos de mercado, entre otros. Los resultados financieros de PDVSA están en función de los volúmenes de exportación y de los precios de petróleo. Al suplir mezclas óptimas de crudo a clientes y a sus refinerías, PDVSA logró rentabilidad en las inversiones de capitales y utilizó 81% de su capacidad de refinación manteniendo márgenes en los productos vendidos, bajo unas operaciones seguras y cuidando los costos operacionales. Se analizan las condiciones financieras a través de indicadores como, relación deuda/activo, relación deuda/patrimonio, retorno del capital empleado, valor económico agregado y capacidad de endeudamiento. Las principales oportunidades de PDVSA se basan en incrementar las reservas de crudo liviano y mediano, incremento del factor de recobro, continuar con el desarrollo de los proyectos de crudo extra pesado y mejorar la tecnología existente para lograr maximizar el retorno sobre las inversiones.

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En el sector aguas abajo, PDVSA está invirtiendo para incrementar la capacidad de refinación, mejora de productos y cumplimiento de las leyes ambientales tanto en Venezuela como en el exterior, expandir los mercados en Latinoamérica, el Caribe y Asia, y mejorar la eficiencia de nuestro proceso de refinación y comercialización. En relación al negocio del gas, PDVSA está promoviendo, activamente, la participación del sector privado en proyectos de gas no asociado, mejorando el proceso de distribución para incrementar tanto la cuota de mercado nacional e internacional como el mercado del gas natural licuado. Los grandes retos de la gerencia de PDVSA en el mediano plazo son el mantenimiento óptimo de los reservorios de crudo y las facilidades de producción, invertir en programas de exploración para incrementar las reservas, incrementar la disponibilidad de gas en el Occidente de Venezuela, y modificar las especificaciones de calidad de los productos. Los cambios necesarios para suplir la nueva generación de productos incluye la planificación y ejecución de proyectos de capital, para proyectos de refinación y de producción de crudo y gas, financiar estos proyectos y ajustar tanto las prácticas operacionales como los procedimientos para asegurar la calidad de productos a nuestros clientes. Estos objetivos deben estar acompañados con iniciativas de mejoramiento de la eficiencia y rentabilidad. Factores de Riesgo El negocio de crudo y productos refinados es altamente volátil. El riesgo primario de este negocio es la inestabilidad de los precios. Otro riesgo principal es el riesgo operacional, el cual es el riesgo de fallas mecánicas y/o errores humanos relacionados con la operación de plantas y equipos. Otra área de riesgo es el riesgo político, en el corto plazo; acciones geopolíticas pudieran cambiar la ecuación oferta-demanda, afectando los precios de los crudos y /o productos refinados y creando incrementos en los mercados. A largo plazo, los cambios en las leyes y reglamento podrían incrementar radicalmente los costos del negocio; por lo tanto PDVSA, monitorea constantemente, las tendencias que pudieran afectar el negocio en el cual opera. PDVSA mitiga el riesgo operacional a través del Sistema de Gerencia Integral de Riesgos (SIR -PDVSA) y por el seguimiento de las mejores prácticas y procedimientos operacionales; adicionalmente, la búsqueda de obtener la excelencia operacional. PDVSA mantiene seguros de daños a propiedades. El riesgo político es un tema que debe ser aceptado y manejado una vez que el negocio ha comprometido inversiones en ciertos países. Sin embargo, PDVSA es suficientemente sólida en producción, refinación y sistema de distribución y ventas, lo cual le garantiza flexibilidad operacional para reaccionar ante circunstancias en recortes o incrementos en la producción si llegase a ocurrir algún evento. Adicionalmente, PDVSA reduce el riesgo político y comercial diversificando su portafolio de clientes e invirtiendo, su capacidad de refinación, en nuevos mercados. Sobre este aspecto, PDVSA está evaluando oportunidades de negocios en Asia, Suramérica y en el Caribe. En Venezuela, PDVSA maneja el riesgo de operar en una economía caracterizada por años de desigual distribución de la riqueza entre la población. Por este motivo, PDVSA es parte del proceso de apoyo a los proyectos sociales llevados a cabo por el Gobierno Nacional. La producción de fuel con bajo contenido de azufre, lubricantes de alta calidad y asfalto es una tendencia para el futuro. Los requerimientos de capital asociados a estas facilidades de equipamiento para producir estos productos pudiesen llevar a consolidar la capacidad de

125

refinación. PDVSA continuará monitoreando estas tendencias y aprovechará las ventajas económicas en la medida que ocurran. Entre las mayores incertidumbres de PDVSA se encuentran los riesgos de mercado. PDVSA no puede predecir el futuro del mercado del crudo y productos refinados, los cuales pudiesen afectar a la compañía. La compañía cree que está preparada para ajustarse a la mayoría de las contingencias para minimizar el posible impacto negativo en el comportamiento del mercado, por lo cual mantiene adecuados niveles de liquidez financiera y deuda, asegurando que la distribución de activos es flexible, teniendo fuentes múltiples de suministro y un portafolio de clientes diversificado, monitoreando y analizando las condiciones del mercado sobre una base continua. Con el objeto de mitigar el riesgo de crédito los equivalentes de efectivo están representados por instrumentos de alta calidad que son colocados en diversas instituciones. Asimismo, los documentos y cuentas por cobrar están distribuidos en una amplia y confiable cartera de clientes a nivel mundial y periódicamente se evalúa la condición financiera de los mismos. Producto de esta evaluación se reconoce en los estados financieros una estimación para cuentas de cobro dudoso El enfoque de PDVSA para administrar la liquidez es asegurar, en la mayor medida posible, que siempre contará con la liquidez suficiente para cumplir con sus obligaciones cuando vencen, tanto en condiciones normales como de tensión, sin incurrir en pérdidas inaceptables o arriesgar la reputación de la compañía.

PDVSA continúa haciendo énfasis en la importancia de operaciones eficientes y en el compromiso de seguridad, PDVSA opera en una industria sujeta a precios y ganancias volátiles. Las condiciones pueden cambiar rápidamente y los resultados, pueden diferir sustancialmente de los estimados de la gerencia. Adicionalmente, el riesgo de crédito de los clientes y suplidores de PDVSA pudiera afectar la liquidez de la compañía y las líneas de crédito o los términos de pago.

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a. Resumen consolidado de Información Financiera Expresados en millones de dólares estadounidenses (MMUS$) Tabla Balances Generales Consolidados

2007 2006 2005 2004 2003

Propiedades, plantas y equipos, neto 52.436 42.503 35.959 35.375 35.211

Efectivo restringido, neto de la porcióncorriente 1.743 1.928 2.978 3.039 1.000

Otros activos no corrientes 14.144 13.065 12.563 10.156 8.148

Total activo no corriente 68.323 57.496 51.500 48.570 44.359

Inventarios 8.470 7.003 5.621 4.537 2.878

Documentos y cuentas por cobrar 15.033 10.322 8.625 5.595 4.955

Efectivo restringido 1.555 441 1.925 709 659

Efectivo y equivalentes de efectivo 3.325 2.282 1.800 1.748 2.938

Otros activos corrientes 10.966 2.985 894 688 642

Total activo corriente 39.349 23.033 18.865 13.277 12.072

Total activo 107.672 80.529 70.365 61.847 56.431

Patrimonio (1) 56.062 53.103 47.095 41.929 38.591Deuda a largo plazo, neta de la porción corriente 13.129 2.262 2.704 2.716 6.265

Otros pasivos no corrientes 8.005 6.009 3.405 5.369 4.280

Tota pasivo no corriente 21.134 8.271 6.109 8.085 10.545

Cuentas por pagar a proveedores 5.650 6.379 4.993 4.313 3.365

Porción corriente de la deuda a largo plazo 2.877 652 729 1.004 750

Impuesto sobre la renta por pagar y diferido 3.048 2.487 6.347 3.367 624

Otros pasivos corrientes 18.901 9.637 5.092 3.149 2.556

Total pasivo corriente 30.476 19.155 17.161 11.833 7.295

Total pasivo 51.610 27.426 23.270 19.918 17.840

Total pasivo y patrimonio 107.672 80.529 70.365 61.847 56.431

Relación Deuda/Patrimonio (2) Total deuda 16.006 2.914 3.433 3.768 7.061

Deuda / Patrimonio (%) 29% 5% 7% 9% 18% (1) Del cual el capital social representa 39.094 millones de dólares. (2) calculado como deuda a largo plazo total, incluyendo porción corriente, dividido entre el patrimonio.

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Estados Consolidados de Resultados Expresados en millones de dólares estadounidenses (MMUS$)

2007 2006 2005 2004 2003Ventas de petróleo crudo y sus productos:

Exportaciones y en el exterior 93.820 96.764 81.105 60.972 44.178

En Venezuela 2.357 2.233 1.408 1.227 961Otras ventas 65 255 402 43 226Total ingresos 96.242 99.252 82.915 62.242 45.365Costos y gastos Compras de petróleo crudo y sus productos 28.137 38.778 32.001 23.748 20.496

Gastos de operación 14.958 14.779 14.034 13.181 9.182

Gastos de exploración 154 100 118 60 27

Depreciación y amortización 4.018 3.640 3.191 2.944 2.891

Deterioro de activos (22) (93) 20 6 296 Gastos de venta, administración y generales 2.702 2.184 1.667 1.157 871 Regalías, impuesto de extracción y otros impuestos 21.981 18.435 13.318 9.247 6.428

Gastos de financiamiento 584 267 183 449 678

Otros (ingresos) egresos, neto (188) 467 426 622 53

Total costos y gastos 72.324 78.557 64.958 51.414 40.922Participación patrimonial en resultados netos de compañías afiliadas 733 1.120 1.074 938 333

Ganancia en venta e inversión en afiliada. 641 1.432 - - -

Ganancia antes de gastos para el desarrollo social e impuesto sobre la renta 25.292 23.247 19.031 11.766 4.776

Aportes para el desarrollo social 14.102 13.784 6.909 1.242 249

Ganancia antes de impuesto sobre la renta 11.190 9.463 12.122 10.524 4.527

Impuesto sobre la renta 5.017 4.031 5.793 5.420 1.274Ganancia neta de operaciones continuas 6.173 5.432 6.329 5.104 3.253

Operaciones discontinuadas Ganancia de operaciones discontinuadas, netas de impuesto 100 20 154 302 30

Ganancia neta 6.273 5.452 6.483 5.406 3.283

Atribuible al Accionista de la Compañía 5.371 4.994 6.469 5.432 3.277

Intereses minoritarios 902 458 14 (26) 6

6.273 5.452 6.483 5.406 3.283

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Expresados en millones de dólares estadounidenses (MMUS$) Información sobre flujo de caja 2007 2006 2005 2004 2003

Efectivo neto provisto por las actividades operacionales 4.174 4.044 5.595 8.792 5.929Efectivo neto usado en las actividades de inversión (13.187) (1.748) (3.939) (5.385) (1.085)Efectivo neto provisto por (usado en) actividades de financiamiento 10.056 (1.814) (1.604) (4.597) (3.609)

Aumento / disminución neto(a) en el efectivo y equivalentes de efectivo 1.043 482 52 (1.190) 1.235

Estado de Resultados Consolidado por Sectores 2007 Expresados en millones de dólares estadounidenses (MMUS$)

Sector Nacional Sector Internacional Eliminaciones (1) Total consolidado

IngresosVentas de petróleo crudo y sus productos

Exportaciones y en el exterior 61.731 50.238 (18.149) 93.820 96.764 En Venezuela 2.321 5.650 (5.614) 2.357 2.233

Otras Ventas - - 65 65 255 Total Ingresos 64.052 55.888 (23.698) 96.242 99.252 Costos y Gastos

Compras de Petróleo Crudo y sus productos 7.102 44.640 (23.605) 28.137 38.778 Gastos de operación 7.554 7.013 391 14.958 14.779 Gastos de exploración 154 - - 154 100 Depreciación y amortización 3.424 515 79 4.018 3.640 Deterioro de activos (22) - - (22) (93) Gastos de ventas, administración y generales 1.764 584 354 2.702 2.184 Gastos de financiamiento 450 134 - 584 267 Otros egresos, neto 344 484 (1.016) (188) 467

Sub-total 20.770 53.370 (23.797) 50.343 60.122 Regalías, impuesto de extracción y otros impuestos 21.981 - - 21.981 18.435

Total Costos y Gastos 42.751 53.370 (23.797) 72.324 78.557 Participación patrimonial 94 630 9 733 1.120 Ganancia en venta de inversión en afiliada - - 641 641 1.432

Ganancia antes de desarrollo social e ISLR 21.395 3.148 749 25.292 23.247 Gastos para el desarrollo social 14.099 3 - 14.102 13.784

Ganancia antes del ISLR 7.296 3.145 749 11.190 9.463 Impuesto sobre la renta 4.107 1.403 (493) 5.017 4.031

Ganancia neta de operaciones continuas 3.189 1.742 1.242 6.173 5.432 Operación descontinuada:Ganancia de operación descontinuada, neta de impuesto 71 29 - 100 20

Ganancia neta 3.260 1.771 1.242 6.273 5.452

Ganancia neta:Atribuible al Accionista de la Compañía 5.371 4.994 Intereses minoritarios 902 458

6.273 5.452

(1) De acuerdo con Normas Internacionales de Información Financiera, los saldos y transacciones entre las filiales consolidadas deben ser eliminadas.

Año terminado el 31 de diciembre de 2007

Año terminado el 31 de diciembre de

2006

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Estado de Resultados Consolidado por Sectores en el 2006 Expresados en millones de dólares estadounidenses (MMUS$)

Sector Nacional Sector Internacional Eliminaciones (1) Total consolidado

IngresosVentas de petróleo crudo y sus productos

Exportaciones y en el exterior 52.787 59.107 (15.130) 96.764 En Venezuela 2.233 5.223 (5.223) 2.233

Otras Ventas 254 - 1 255 Total Ingresos 55.274 64.330 (20.352) 99.252 Costos y Gastos

Compras de Petróleo Crudo y sus productos 5.002 53.670 (19.894) 38.778 Gastos de operación 8.093 6.724 (38) 14.779 Gastos de exploración 100 - - 100 Depreciación y amortización 3.189 465 (14) 3.640 Deterioro de activos (79) (13) (1) (93) Gastos de ventas, administración y generales 1.687 503 (6) 2.184 Gastos de financiamiento 304 116 (153) 267 Otros egresos, neto (11) 430 48 467

Sub-total 18.285 61.895 (20.058) 60.122 Regalías, impuesto de extracción y otros impuestos 18.435 - - 18.435

Total Costos y Gastos 36.720 61.895 (20.058) 78.557 Participación patrimonial 202 870 48 1.120 Ganancia en venta de inversión en Lyondell-Citgo Refining LP - 1.432 - 1.432

Ganancia antes de desarrollo social e ISLR 18.756 4.737 (246) 23.247 Gastos para el desarrollo social 13.781 3 - 13.784

Ganancia antes del ISLR 4.975 4.734 (246) 9.463 Impuesto sobre la renta 2.992 1.661 (622) 4.031

Ganancia neta de operaciones continuas 1.983 3.073 376 5.432 Operación descontinuada:Ganancia de operación descontinuada, neta de impuesto - - 20 20

Ganancia neta 1.983 3.073 396 5.452

Ganancia neta:Atribuible al Accionista de la Compañía 4.994 Intereses minoritarios 458

5.452

(1) De acuerdo con Normas Internacionales de Información Financiera, los saldos y transacciones entre las filiales consolidadas deben ser eliminadas.

Año terminado el 31 de diciembre de 2006

b. Producción • Producción Crudo

La producción total nación promedio de 2007 fue de 3.150 MBD, menor en 100 mil barriles diarios a la producción del promedio alcanzada en el 2006 de 3.250 MBD debido principalmente por dos factores: el recorte de producción acordado en el seno de la OPEP y a la desinversión registrada por parte de las empresas privadas de los antiguos Convenios Operativos y asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco en el proceso de migración a Empresas Mixtas.

130

• Producción de LGN La producción promedio del año 2007 de los líquidos del gas natural (LGN), incluyendo el gas etano, fue de 172 mil barriles diarios, 5 mil barriles diarios por debajo de la producción promedio del 2006 (177 mil barriles diarios). c. Ingresos Totales

La disminución de los ingresos totales de PDVSA fue de 3.010 millones de dólares, 3 % por debajo de los ingresos del año 2006 pasando de 99.252 millones de dólares en el 2006 a 96.242 millones de dólares en el año 2007, debido al efecto de la disminución de las ventas de CITGO en el mercado norteamericano, por el cambio de estrategia de negocio, al no renovarse el contrato con las estaciones de servicios independientes y la cadena de tiendas 7-Eleven. • Ventas de Exportación

La exportación propia promedio del año 2007 fue de 2.789 MBD, 186 MBD por debajo de la exportación promedio alcanzada en el año 2006 (2.975 MBD) principalmente por las razones mencionadas anteriormente con relación a la producción de crudo. El precio promedio de exportación de la cesta Venezuela del año 2007 se ubicó en 64,74 $/Bl, con un incremento de precio de 9,53 $/Bl con respecto al precio promedio del año 2006 (55,21$/Bl), fundamentalmente, por tensiones geopolíticas del Medio Oriente, movimientos especulativos de mercados futuros, acuerdo de recorte de la cuota OPEP e incremento de la demanda de los países de Latinoamérica y el Caribe. • Ventas Netas Filiales internacionales

En el año 2007, el volumen total de crudo, productos refinados y LGN vendidos totalizan 50.238 millones de dólares comparado con 59.107 millones de dólares del año 2006, lo que representó una disminución de 8.869 millones de dólares, debido al efecto de la disminución de las ventas de CITGO en el mercado norteamericano, por el cambio de estrategia de negocio, que condujo a la cancelación del contrato con la cadena de gasolineras 7-Eleven, así como también estaciones de servicio independientes, para un total de estaciones de servicio desincorporadas de 4.951. • Ventas Mercado Local

PDVSA vendió 564 MBD de productos refinados (incluyendo Gas Licuado de Petróleo) en el mercado venezolano en el año 2007, comparado con 548 MBD en el año 2006, principalmente por incremento del parque automotor venezolano.

d. Costos y Gastos

• Compras de Crudo y Productos

La disminución en las compras de crudo y producto fue de 10.641 millones de dólares, lo que representa 27 %, pasando de 38.778 millones de dólares en el año 2006 a 28.137 millones de dólares en el año 2007. La disminución se originó principalmente por menores compras de gasolina por parte de CITGO (9.968 millones de dólares en 2007 vs. 22.204 millones de dólares en 2006) por la disminución de sus operaciones por cambio en su estrategia de negocio.

131

• Costos de Operación

El costo de operación para 2007 cerró con un saldo de 14.958 millones de dólares mientras que para el año 2006 se ubicó en 14.779 millones de dólares, lo que representa un incremento de 179 millones de dólares. Esto se debe, principalmente, al efecto combinado de menores costos en el sector nacional generados por la eliminación de los pagos por servicios de los Convenios Operativos que migraron a Empresas Mixtas en abril de 2006, aumento de los costos de refinación en CITGO, aumento de los costos laborales por nuevo contrato colectivo y por la absorción de personal de contratistas. • Gastos de Exploración

Los gastos de exploración se ubicaron en 154 millones de dólares en el año 2007, 54 millones de dólares más que el año 2006 (100 millones de dólares) lo que representa un incremento de un 54% debido principalmente al incremento de la actividad de geofísica en las operaciones de adquisición de sísmica 3D que alcanzó un total de 1.475 Km2 y para el 2006 abarcó un 42% de ésta; registro 28 millones de dólares por transferencia a gastos de pozos seco en el año 2007; e incremento en la contratación de horas hombres de especialistas locales y foráneos para asesorías. • Gastos de Ventas, Administración y Generales

Para 2007 el gasto fue de 2.702 millones de dólares, mientras que para 2006 se ubicó en 2.184 millones de dólares lo que representó un aumento de 518 millones de dólares debido, principalmente, al incremento en costos de labor generado por los beneficios otorgados a los trabajadores en el nuevo contrato colectivo. • Gastos de Depreciación y Amortización Los gastos de depreciación y amortización para el año 2007 se ubicaron en 4.018 millones de dólares, 378 millones de dólares mayores al gasto del año 2006 (3.640 millones de dólares). Este incremento se debe, básicamente, a: aumento de la inversión en activos operativos, nuevas capitalizaciones de obras en progreso e incorporación de los activos de las nuevas Empresas Mixtas. • Participación Patrimonial en Resultados Netos en Compañías Afiliadas En relación con la Participación Patrimonial en Compañías Afiliadas para el año 2007 se ubicó en 733 millones de dólares, lo que representó una disminución de 387 millones de dólares con respecto al año 2006 (1.120 millones de dólares) debido principalmente a la venta por parte de CITGO de sus afiliadas LYONDELL- CITGO Refining LP, en 2006 y Colonial Pipeline Company y Explorer Pipelines, en 2007. En 2007 CITGO vendió su participación de 15,79% y 6,8% en Colonial Pipeline Company y Explorer Pipeline Company, respectivamente. Por esta venta, CITGO recibió en efectivo 756 millones de dólares, respectivamente, y reconoció una ganancia neta, por la venta de estas inversiones, de 533 millones de dólares y 108 millones de dólares, respectivamente, las cuales se presentan en el Estado de Resultados como Ganancia en Venta de Inversión. • Gastos para el Desarrollo Social

El gasto social se ubicó en 14.102 millones de dólares, un incremento de 318 millones de dólares con respecto a la cifra del año 2006 de 13.784 millones de dólares (ver capitulo IV N° 8).

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e. Flujo de Caja • Liquidez y Fuentes de Capital Las fuentes primarias de liquidez son los flujos de caja de las operaciones y préstamos a corto y largo plazo en dólares estadounidenses y en bolívares. PDVSA continúa 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 del negocio, PDVSA y sus filiales entran en facilidades y acuerdos de préstamos, para cubrir sus necesidades de liquidez y fondos necesarios para los desembolsos de capital. PDVSA tiene disponible al 31 de diciembre de 2007, líneas de crédito garantizadas por 70 millones de dólares.

• Flujo de Caja por las Actividades Operacionales Al 31 de diciembre de 2007, el efectivo neto de PDVSA provisto por las actividades operacionales fue de 4.174 millones de dólares debido, fundamentalmente, a una ganancia neta de 6.273 millones de dólares; 4.018 millones de dólares por gastos de depreciación y amortización; 53 millones de dólares por el costo de obligaciones por retiro de activos, 2.784 millones de dólares por provisión para beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro, 446 millones de dólares por el ajuste al valor razonable de las cuentas por cobrar a largo plazo, 15 millones de dólares por aumento de la estimación para cuentas de cobro dudoso, 5.206 millones de dólares por cambios en pasivos operacionales, 10 millones de dólares por deterioro del valor de los activos, 115 millones de dólares por pérdida de transacciones en moneda extranjera; compensado por 733 millones de dólares por los resultados netos en la participación patrimonial en compañías afiliadas; 641 millones de dólares por ganancia en venta de inversión en Colonial Pipeline Company y Explorer Pipelines, 1.587 millones de dólares por impuesto sobre la renta diferido, 666 millones de dólares por exceso de los valores reconocidos sobre el costo de la inversión, 11.119 millones de dólares por cambios en activos operacionales y 5.913 millones de dólares por la variación del capital de trabajo.

• Flujo de Caja Usado para las Actividades de Inversión Al 31 de diciembre de 2007, el efectivo neto de PDVSA usado para las actividades de inversión fue de 13.187 millones de dólares, de los cuales 12.852 millones de dólares se utilizaron para las adquisiciones de propiedades, plantas y equipos neto; una disminución de 929 millones de dólares del efectivo restringido; y compensado por 756 millones de dólares por la venta de la inversión en Colonial Pipeline Company y Explorer Pipeline Company; 635 por dividendos recibidos de afiliadas, 1.195 por adquisición de grupos de activos mantenidos para la venta, neto y 398 millones de dólares por otras variaciones de inversiones. • Flujo de Caja Usado para las Actividades de Financiamiento Al 31 de diciembre de 2007, el efectivo neto de PDVSA usado para las actividades de financiamiento fue de 10.056 millones de dólares, 14.959 millones de dólares por la emisión de la oferta pública de bonos y otros financiamientos dirigidos y regulados por el Banco Central de Venezuela (BCV), compensados con 2.658 millones de dólares correspondientes a un anticipo al accionista a cuenta de dividendos, 1.866 millones de dólares por pagos de la deuda a largo plazo, y 379 millones de dólares por dividendos pagados a inversionistas minoritarios. • Cláusulas Contractuales

Varias facilidades de préstamo establecen cláusulas contractuales que restringen la capacidad de la Compañía a incurrir en deuda adicional, pagar dividendos, hipotecar propiedades y vender

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ciertos activos. La Compañía estaba en cumplimiento de estas cláusulas al 31 de diciembre de 2007 y 2006.

f. Efectivo Restringido • Fidecomiso en Bandes Con base en la nueva responsabilidad social que corresponde a PDVSA, se han constituido los siguientes fideicomisos con el BANDES para atender, primordialmente: programas y proyectos sociales, obras, bienes y servicios destinados al desarrollo de infraestructura, actividad agrícola, vialidad, salud y educación en el país:

• FONDESPA, aprobado en Asamblea de Accionista de fecha 23 de enero de 2004, constituido en dólares y conformado por los ingresos extraordinarios provenientes de la exportación de petróleo crudo y sus productos que excedieron el precio promedio presupuestado por barril, netos de regalías, impuestos y otros gastos directos, en los años 2004 y 2005. En el año 2006 se efectuó un aporte extraordinario por 229 millones de dólares para garantizar el cumplimiento de los compromisos de proyectos previamente aprobados. Este fondo no recibió aportes durante el año 2007.

• Convenio Integral de Cooperación con la República Argentina, producto de la firma del Convenio Integral de Cooperación entre la República Bolivariana de Venezuela y la República Argentina, en reunión de Junta Directiva de PDVSA, efectuada el 15 de julio de 2004, se aprobó la constitución de este fideicomiso en dólares. Dicho fideicomiso estará conformado por las cantidades de dinero y títulos valores provenientes de la cobranza a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA), empresa energética estatal Argentina, por las ventas de crudo y sus productos, que PDVSA efectúe de acuerdo con el convenio. Los fondos estarán restringidos para efectuar pagos a las empresas ubicadas en la República Argentina por las importaciones de bienes y servicios provenientes de ese país. Durante los años 2007 y 2006, se efectuaron aportes a este fideicomiso por 101 millones de dólares y 96 millones de dólares, respectivamente.

• Fondo para la Estabilización Macroeconómica (FEM)

En noviembre de 2003, el Gobierno Nacional constituyó el FEM, con el objetivo de lograr la estabilidad de los gastos del Estado en los niveles nacional, estatal y municipal, frente a las fluctuaciones de los ingresos ordinarios. De acuerdo con la Ley, PDVSA realizó aportes en dólares hasta el año 2003 sobre la base de los ingresos adicionales de origen petrolero, determinados por 50% de la diferencia en exceso entre los ingresos por exportación de petróleo crudo y sus productos y, el promedio de dichos ingresos recaudados en los últimos tres años calendarios, después de deducir los impuestos relacionados con estos ingresos. La Ley y sus reformas no han previsto aportes adicionales desde el año 2004.

Los recursos del FEM pueden ser usados en los casos de suceder una disminución en los ingresos fiscales, cualquiera que sea su origen, con relación al promedio de dichos ingresos recaudados en los últimos tres años calendarios o, en caso de estado de emergencia económica decretado de conformidad con la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela. Para el retiro de los recursos del FEM por parte de las entidades titulares se informará a la Comisión Permanente de Finanzas de la Asamblea Nacional; así como también a la Contraloría General de la República y, se iniciará el respectivo trámite descrito en la Ley.

Durante los años 2007 y 2006, este fondo originó ingresos financieros por 39 millones de dólares para ambos años, que se incluyen en otros egresos netos en los estados consolidados de resultados.

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• Fideicomiso suscrito con BANFOANDES, para la Construcción y Acondicionamiento de Módulos Asistenciales para la Misión Barrio Adentro

El 24 de marzo de 2005, la Junta Directiva de PDVSA aprobó la constitución de un fideicomiso entre Palmaven, S.A. (filial de PDVSA) y BANFOANDES. Dicho fideicomiso se creó el 20 de junio de 2005 y está destinado a la creación de 1.000 módulos de asistencia médica para la Misión Barrio Adentro. Este fideicomiso fue constituido con un aporte inicial de 23 millones de dólares y tendrá una duración de un año, prorrogable, automáticamente, por períodos iguales (véase la nota 30). Durante los años 2007 y 2006 el fideicomiso no recibió aportes adicionales de PDVSA.

• Fondos para los Proyectos de Crudo Extrapesado en la Faja Petrolífera del

Orinoco

Corresponde a fondos depositados en instituciones financieras en el exterior, restringidos para cumplir compromisos relacionados con el financiamiento recibido para el desarrollo de los proyectos de producción y mejoramiento del crudo extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco. • Fondo para Inversiones de PDV Caribe, S.A.

El 11 de agosto de 2006, la Junta Directiva de PDVSA aprobó la constitución de un fondo en Euros (€) por € 310 millones (equivalentes a 407 millones de dólares) con el fin de cumplir, a través de la filial PDV Caribe, S.A. con los planes de inversión en proyectos energéticos de gran importancia estratégica, enmarcados dentro de la política de integración energética con países del área de El Caribe, impulsada por el Ejecutivo Nacional. El 4 de septiembre de 2006, se aprobó la colocación, restringida, de estos fondos en una institución financiera en el exterior, con el objetivo de procurar la ejecución adecuada de las inversiones planificadas.

• Acuerdo de Cooperación Energética suscrito con la República Oriental del Uruguay

Como resultado de este acuerdo, suscrito en el año 2005, PDVSA se compromete a suministrar petróleo crudo, productos refinados y gas licuado de petróleo (GLP) a la República Oriental del Uruguay. Durante el año 2005, se efectuó un aporte inicial por 44 millones de dólares en una cuenta de una institución financiera ubicada en la República Oriental del Uruguay, en la cual serán depositadas las cobranzas a la Administradora Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (ANCAP), empresa petrolera de Uruguay, provenientes de las ventas relacionadas con este acuerdo. Estos fondos están restringidos para realizar pagos a las empresas ubicadas en la República Oriental del Uruguay, por las importaciones de bienes y servicios provenientes de ese país. Durante los años 2007 y 2006, se efectuaron aportes a este fondo por 24 millones de dólares y 191 millones de dólares, respectivamente.

• Cuenta de Liquidez de PDVSA Finance y CITGO

Corresponde a la “cuenta de liquidez”, cuya constitución se encuentra establecida en el convenio suscrito con las instituciones financieras para la emisión de bonos, la cual está integrada por efectivo y depósitos a plazos, incluyendo los intereses devengados sobre estos montos.

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g. Acuerdo de Suministro PDVSA Petróleo mantiene varios acuerdos de suministros que se resumen a continuación:

Convenio desuministro

(MBD) Año de finalización

Ruhr 237 Período de la asociación, más 3 años adicionalesNynäs 57 Período de la asociación, más 3 años adicionalesLYONDELL- Houston

Refining LP 230 2011Chalmette Refining 90 Período de la asociaciónConocoPhillips 190 2020Hovensa 270 Entre 2014 y 2022Hamaca Marketing Company 129 Período de la asociación

1.203

Entidad

Como resultado de la venta de la inversión en LYONDELL-CITGO, efectuada durante el año 2006, el acuerdo de suministro quedó sin efecto. Se firmó uno nuevo de condiciones similares, entre la empresa LYONDELL Houston Refining LP. y PDVSA Petróleo.

h. Políticas Contables Significativas Los estados financieros consolidados están preparados de acuerdo con Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), adoptadas por la Junta de Normas Internacionales de Contabilidad (International Accounting Standards Board - IASB) y sus interpretaciones emitidas por el Comité de Interpretaciones (International Financial Reporting Interpretations Committee – IFRIC) de la IASB.

Los estados financieros consolidados fueron aprobados por la Junta Directiva en marzo de 2008.

Para la preparación de los estados financieros consolidados se requiere que la gerencia realice estimaciones, juicios y suposiciones que afectan la aplicación de las políticas contables y los montos presentados de activos, pasivos, ingresos y gastos. La Compañía aplica sus mejores estimaciones y juicios; sin embargo, los resultados finales podrían diferir de esos estimados.

Los estimados y suposiciones relacionadas se basan en la experiencia y algunos otros factores que se consideran razonables en las circunstancias actuales, cuyo resultado es la base para formar los juicios sobre el valor en libros de los activos y pasivos que no son fácilmente determinables por otras fuentes. Los estimados y suposiciones son revisados periódicamente, y, las revisiones de estos estimados contables, son reconocidas en el mismo período y en los períodos futuros afectados.

Las áreas significativas de incertidumbre de estimación y juicios críticos, en la aplicación de políticas contables que tienen un efecto significativo sobre los montos reconocidos en los estados financieros, son las siguientes:

Nota 13 - Impuesto sobre la renta diferido y uso de pérdidas fiscales

Nota 14 - Depreciación y amortización

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Nota 24 - Medición de obligaciones de beneficios de jubilación definidos por contrato y otros beneficios post-retiro diferentes a jubilación.

Nota 25 – Acumulaciones y otros pasivos

Nota 27 - Valuación de instrumentos financieros

• Pronunciamientos Contables Recientemente Emitidos

Varias normas nuevas y enmiendas e interpretaciones a las normas actuales aún no están vigentes para el año terminado el 31 de diciembre de 2007, y no se han aplicado en la preparación de estos estados financieros consolidados. Las más importantes para PDVSA son las siguientes:

En noviembre de 2006, la IASB emitió la Norma Internacional de Información Financiera N° 8 (NIIF 8) Operaciones por Segmento. Esta norma estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero 2009, y la misma requerirá la revelación de segmentos de información basados en los reportes internos revisados regularmente por el Comité de Operaciones de Exploración y Producción, por el Comité de Operaciones de Refinación y, por El Comité de Operaciones de Comercio y Suministro; esto con el objeto de evaluar cada segmento.

Durante el año 2006, la IASB emitió la Interpretación N° 12 (CINIIF 12) Acuerdos para Concesión de Servicios. Esta interpretación provee una guía para el reconocimiento y medición de operaciones relacionadas con acuerdos para concesión de servicios del sector público al sector privado. La CINIIF 12 estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero de 2008.

En marzo de 2007, la IASB emitió la Norma Internacional de Contabilidad Nº 23 revisada Costos de Financiamiento (NIC 23), la cual elimina la opción de reconocer en los resultados los costos de financiamiento y requiere que la Compañía capitalice estos costos de financiamiento directamente atribuibles a la adquisición, construcción o producción de un activo calificado, como costo de ese activo. Esta norma estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero de 2009.

En julio de 2007, la IASB emitió la Interpretación Nº 14 (CINIIF 14) – NIC 19 El límite sobre un Activo por Beneficio Definido, Requerimientos Mínimos de Fondos y la Interacción Entre Éstos, la cual aclara cuando reembolsos o reducciones en futuras contribuciones relacionadas con un activo por beneficio definido serán considerados como disponibles, y adicionalmente provee una guía sobre el impacto de los requerimientos mínimos de fondeo de tales activos. Asimismo, aclara cuando un requerimiento mínimo de fondeo debería originar un pasivo. Esta interpretación estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero de 2008.

PDVSA está evaluando las nuevas normas emitidas y, con base en el avance alcanzado en sus análisis a la fecha, considera que estas normas no tendrán un impacto significativo sobre los

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estados financieros consolidados.

Pronunciamientos Contables Adoptados Recientemente Durante el año 2007, comenzaron a estar vigentes las siguientes normas e interpretaciones:

La NIIF 7 Instrumentos Financieros: Revelaciones y la enmienda a la NIC 1 Presentación de Estados Financieros: Revelaciones sobre Capital, requieren revelaciones detalladas sobre la relevancia de los instrumentos financieros para la situación financiera de una entidad y su desempeño, tanto revelaciones cualitativas como cuantitativas sobre la naturaleza y alcance de los riesgos asociados.

La Interpretación Nº 9 (CINIIF 9) Revaluación de Instrumentos Derivados Implícitos, requiere que una entidad valore un instrumento financiero derivado implícito separándolo del contrato principal, y contabilizarlo como un derivado desde el momento en que la entidad suscribió dicho contrato. La revaluación subsecuente es prohibida a menos que se produzca un cambio en los términos originales del contrato.

La Interpretación N° 10 (CINIIF 10) Información Financiera Intermedia y Deterioro, aclara que una entidad no debe revertir las pérdidas por deterioro reconocidas en un período interino previo con respecto a la plusvalía o a la inversión de cualquier activo financiero registrado al costo.

Las políticas contables de la Compañía se han revisado y modificado, en los casos necesarios, para adoptar los requerimientos establecidos en estas nuevas normas o interpretaciones. La adopción de estas normas e interpretaciones no tuvo efectos significativos en los estados financieros consolidados de PDVSA.

6. Detalle de la Deuda Financiera Consolidada La deuda financiera consolidada al 31 de diciembre de 2007, consiste en lo siguiente:

(En millonesde dólares)

PDVSA (Casa Matriz):Préstamos garantizados, otorgados por agencias gubernamentales de exportación

e instituciones financieras, con interés anual variable LIBOR más 0,5%y vencimiento en el año 2008 200

Préstamos garantizados, otorgados por agencias gubernamentales de exportación e instituciones financieras, con interés anual variable entre 1,70% y 2,30%y vencimiento en el año 2012 (en Yenes) 213

Facilidad de crédito no garantizada, a interés variable LIBOR más4,5% y vencimiento en el año 2010 6

Bonos no garantizados, con vencimientos en los años 2017, 2027 y 2037por un monto de $3.000, $3.000 y $1.500 millones y con intereses anualespagaderos semestralmente de 5,25%, 5,375% y 5,50%, respectivamente 7.500

Préstamos garantizados, otorgados por agencias gubernamentales de exportación e instituciones financieras, con interés anual variable LIBOR más 1,13% y vencimiento en el año 2022 3.327

Línea de crédito rotativa, no garantizada, con interés variable LIBOR más 1%y vencimiento en el año 2008 prorrogable 1.124

Van, 12.370

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(En millonesde dólares)

Vienen, 12.370

CITGO:Facilidad de crédito rotativa garantizada, con interés anual de

8,25% y vencimiento en el año 2010 80 Facilidad de crédito, con tasa de interés LIBOR más 1,75% y

vencimiento en el año 2008 1.000 Acuerdo de crédito garantizado por $700 millones, con interés

variable LIBOR más 1,38% y vencimiento en el año 2012 637 Bonos exentos de impuesto, con tasa anual variable y fija, entre 3,92%

y 8,00%, garantizados con cartas de crédito y vencimientos entre losaños 2008 y 2037 562

Bonos sujetos a impuesto, garantizados con cartas de crédito, a tasas variables de 5,88% y con vencimiento en el año 2026 60

2.339

Petrozuata:Préstamo garantizado con interés anual variable, entre LIBOR más 1,25%

y 1,50% anual, con vencimiento entre los años 2009 y 2011 177 Bonos garantizados, con tasa de interés entre 7,63% y 8,37% anual,

y vencimientos entre los años 2009, 2017 y 2022 800

977

PDVSA Sincor:Línea de crédito garantizada, a interés anual variable, entre LIBOR más 5,53%

y 6,97%, y vencimientos entre los años 2007 y 2012 236

PDVSA VI:Bonos garantizados por PDVSA y la participación accionaria en Hovensa,

con interés anual de 8,46%, y vencimientos entre los años 2008 y 2009 76

Tropigas, S.A.C.A.:Pagarés con interes anual de 17,67% y con vencimiento

en el año 2008 (en Bolívares) 5

Bariven:Préstamos garantizados, otorgados por agencias gubernamentales de exportación

e instituciones financieras, con interés anual variable y fijo entre 6,13%y 7,69%, y vencimiento en el año 2008 3

Total deuda financiera consolidada 16.006

Este balance de la deuda financiera consolidada no incluye los pasivos financieros consolidados de C.A. La Electricidad de Caracas (EDC), debido a que la inversión en esta entidad es presentada por PDVSA como disponible para la venta en su información financiera al 31 de diciembre de 2007.

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Los vencimientos de la deuda financiera consolidada, al 31 de diciembre de 2007, son los siguientes:

(En millonesde dólares)

Años2008 2.877 2009 447 2010 422 2011 436 2012 1.113 Años restantes 10.711

16.006

La deuda financiera consolidada está denominada en dólares, excepto las deudas en Yenes y en Bolívares indicadas anteriormente.

Emisión de Bonos y Otros Financiamientos

Entre los meses de enero y febrero del año 2007 se aprobó la emisión de la oferta pública de bonos, hasta por 7.500 millones de dólares con vencimientos a 10, 20 y 30 años (2017, 2027 y 2037). Esta emisión fue dirigida y regulada por el BCV, y quedó exceptuada del ámbito de aplicación de la Ley de Mercados de Capitales de Venezuela, en virtud del carácter de empresa estatal que tiene PDVSA. El cupón de rendimiento de los bonos emitidos es de 5,25%, 5,375% y 5,50% anual, para los vencimientos a 10, 20 y 30 años, respectivamente. En la emisión combinada de estos bonos se generó una prima de 5,5%. Los bonos serán pagados en dólares a su vencimiento.

Entre el 12 de abril y el 10 de mayo de 2007, se completó el proceso de emisión de los bonos, alcanzándose la colocación de los 7.500 millones de dólares. Asimismo, el 12 de abril de 2007, fue publicado el decreto N° 5.282 que establece la exoneración del pago de impuesto sobre la renta a los enriquecimientos obtenidos por los tenedores, provenientes de esta colocación.

En febrero de 2007 un grupo de bancos, liderados por el Japan Bank for International Cooperation (JBIC), aprobó el otorgamiento de un préstamo a la Compañía por 3.500 millones de dólares. Este préstamo tiene un vencimiento a 15 años, causará intereses a una tasa equivalente a LIBOR más 1,13%, e incluye opciones de pagos en efectivo o mediante la entrega de petróleo crudo y productos a precios de mercado, sujeto a un acuerdo de cantidades mínimas, revisadas cada tres años. Al 31 de diciembre de 2007 la Compañía ha efectuado pagos por 173 millones de dólares, quedando un saldo pendiente a esa fecha de 3.327 millones de dólares.

En enero de 2007, la Compañía contrató una línea de crédito por 1.124 millones de dólares con un grupo de bancos liderado por el BNP Paribas. Este préstamo tiene fecha de vencimiento el 30 de enero de 2008 y el mismo fue extendido por un año adicional con la aprobación de los prestamistas que representen más de 50% del compromiso original. Este préstamo causará intereses a una tasa equivalente a LIBOR, más un incremento calculado con base en el riesgo país de Venezuela, establecido por una agencia calificadora. A la fecha de la emisión, este incremento era de 1,15%.

140

En el mes de diciembre de 2007, PDVSA pagó 501 millones de dólares, por el 99% de los bonos, con vencimientos en los años 2009, 2020 y 2028, del antiguo Convenio de Asociación Cerro Negro conformado por PDVSA, Exxon Mobil y British Petroleum, que operaba en la Faja Petrolífera del Orinoco. Asimismo, PDVSA pagó 129 millones de dólares a un sindicato de bancos liderado por el ABN Amro Bank, para un total pagado de 630 millones de dólares, con lo cual se finiquitó el endeudamiento del antiguo convenio de asociación. Con el pago de las acreencias de Cerro Negro, se da inicio al proceso de constitución de una nueva empresa mixta denominada Petromonagas, S.A., en la cual PDVSA poseerá 83,33% de las acciones a través de la CVP, y British Petroleum (BP) 16,67%, a través de su filial Veba Oil & Gas Cerro Negro GMBH.

Durante el año 2007, PDVSA pagó en su totalidad el endeudamiento del antiguo Convenio de Asociación Hamaca, conformado por PDVSA, ConocoPhillips y ChevronTexaco, que operaba en la Faja Petrolífera del Orinoco. PDVSA pagó la deuda en dos partes: la primera, a través de un prepago inicial de 400 millones de dólares, el 30 de noviembre de 2007; y la segunda, por medio de un pago final de 340 millones de dólares, el cual se concretó el 14 de diciembre de 2007, para un pago total de 740 millones de dólares. De este monto correspondió a PDVSA el 70% y a ChevronTexaco el 30%, de acuerdo con la participación en acciones en la nueva empresa mixta. Los pagos fueron efectuados por Corpoguanipa y por Texaco Orinoco Resources Company, filial de Chevron Corporation.

El 15 de noviembre de 2005, CITGO se comprometió, con una facilidad de crédito preferencial garantizada por 1.850 millones de dólares (Bs3.977.500 millones de dólares), conformada por una facilidad de crédito rotativo de 5 años por 1.150 millones de dólares y un préstamo de 700 millones de dólares con plazo de 7 años. La facilidad de crédito está garantizada por los intereses de CITGO en sus refinerías de Lake Charles, en Louisiana, y de Corpus Christi, en Texas; sus cuentas por cobrar comerciales y sus inventarios; además, está sujeta a convenios típicos para este financiamiento garantizado. El 17 de diciembre de 2007, CITGO modificó esta facilidad de crédito para incorporar el pago de la garantía de un préstamo puente a seis meses por 1.000 millones de dólares. Este préstamo a corto plazo se acordó con un sindicato de bancos liderado por el BNP Paribas y el UBS, y vence el 17 de junio del 2008. Los fondos netos recibidos por CITGO se utilizaron para hacer un préstamo a PDVSA. El costo de generación de este financiamiento por 22 millones de dólares, será amortizado durante el plazo del préstamo. CITGO tiene la opción de elegir entre: (i) la mayor de la tasa premium o la tasa de los fondos federales más un margen de 0,5%; ó (ii) la tasa LIBOR ajustada más el margen que aplica para el caso. Al 31 de diciembre del 2007, la tasa de interés del préstamo es 6,06% con base en la opción de la tasa LIBOR.

El 13 de marzo de 2006, PDVSA Finance Ltd. hizo pública la oferta de redención del total de la deuda pendiente a esa fecha por 83 millones de dólares. Esta redención se efectuó el 11 de abril de 2006 mediante el pago de una prima por, aproximadamente, 13 millones de dólares, la cual se incluye en los estados consolidados de resultados en el rubro otros egresos, neto.

A partir de octubre de 2007, la información financiera de Petrozuata se incluye en los estados financieros consolidados de la Compañía, por lo cual se reconoce como parte de la deuda consolidada, a partir de esa fecha, el préstamo y los bonos garantizados de esa filial.

Petrozuata ha suscrito acuerdos (préstamos rotativos), sujeto a ciertas condiciones, con algunos prestamistas por un monto adicional de financiamiento por 450 millones de dólares. Petrozuata recibió y utilizó 450 millones de dólares producto de este acuerdo. Los intereses son calculados a la tasa LIBOR, más un porcentaje entre el 1,12% y 1,25%, y son pagados semestralmente en abril y octubre de cada año. El monto de la

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amortización del principal es de 38,9 millones de dólares anuales pagaderos en dos cuotas semestrales, comenzando en el año 2001.

En junio de 1997 Petrozuata Finance Inc., una filial de Petrozuata creada con el único propósito de realizar la colocación de oferta de oferta privada de bonos, realizó una emisión de bonos por 988 millones de dólares neto de descuento por 13 millones de dólares, a través de la emisión de bonos Serie “A” (300 millones de dólares), Serie “B” (625 millones de dólares) y Serie “C” (75 millones de dólares). Los bonos tienen vencimiento en los años 2009, 2017 y 2022, y una tasa de interés de 7, 63%, 8,22% y 8,37%, respectivamente. Los intereses son pagados semestralmente, en abril y octubre de cada año. Para los bonos Series “A” y “B”, el monto de la amortización del principal es pagadero semestralmente, comenzando el 1° de abril de 2004 y 2008, respectivamente. El monto de amortización del principal de los bonos Series “A” y “B” es determinado con base en un porcentaje del monto original, el cual varía en función del período de pago, mientras que el principal de los bonos Serie “C” es pagadero a su vencimiento el 1° de octubre de 2022.

Cláusulas Contractuales

Varias facilidades de préstamo establecen cláusulas contractuales que restringen la capacidad de la Compañía a incurrir en deuda adicional, pagar dividendos, hipotecar propiedades y vender ciertos activos. La Compañía estaba en cumplimiento de estas cláusulas al 31 de diciembre de 2007 y 2006, con la excepción para el año 2006 de lo indicado en el párrafo siguiente relacionado con compromisos contractuales de la filial PDVSA Petróleo, la cual posee una participación en el Proyecto Hamaca.

Una porción de la deuda a largo plazo de PDVSA Petróleo, correspondiente a la línea de crédito de Corpoguanipa, se presentaba como circulante al 31 de diciembre de 2006, debido al recibo de una notificación de probable incumplimiento, el 20 de enero de 2006, por el retraso en la suscripción del Contrato de Garantía Adicional de Trabajo y Reconocimiento de Servicios Eléctricos (Collateral Assignment and Acknowledgement of Electrical Services Agreement). Esta situación quedó solventada durante el año 2007 con el pago de la totalidad del endeudamiento del Proyecto Hamaca.

Al 31 de diciembre de 2007, PDVSA tiene disponible líneas de crédito garantizadas por 70 millones de dólares.

142

X.Anexo

Informe de los Contadores Públicos Independientes

Estados Financieros Consolidados al 31 de diciembre de 2007 y 2006

Balances Generales Consolidados

Estados Consolidados de Resultados

Estados Consolidados de Movimiento de las Cuentas de Patrimonio

Estados Consolidados de Movimiento del Efectivo

Notas a los Estados Financieros Consolidados

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)

(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)

Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

Con el Informe de los Contadores Públicos Independientes

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)

Estados Financieros Consolidados 31 de diciembre de 2007 y 2006

Tabla de Contenido

Páginas

Informe de los Contadores Públicos Independientes 1-2

Balances Generales Consolidados 3

Estados Consolidados de Resultados 4

Estados Consolidados de Movimiento de las Cuentas de Patrimonio 5-6

Estados Consolidados de Movimiento del Efectivo 7

Notas a los Estados Financieros Consolidados:

(1) Entidad de Reporte 8

(2) Bases de Preparación (a) Declaración de Cumplimiento 9(b) Bases de Medición 9(c) Moneda Funcional y de Presentación 9-10(d) Uso de Estimados y Juicios 10-11(e) Presentación de los Balances Generales Consolidados 11(f) Estados Financieros Consolidados – Filiales Auditadas por Otros Contadores Públicos

Independientes, Distintos a Nuestros Contadores Públicos Independientes Corporativos 12

(3) Políticas de Contabilidad Significativas (a) Bases de Consolidación 13-14(b) Monedas Distintas al Dólar 15(c) Instrumentos Financieros 15-16(d) Propiedades, Plantas y Equipos 16-17(e) Costos Asociados a Obligaciones por Retiro de Activos 17(f) Activos Arrendados 18(g) Inventarios 18(h) Cuentas por Cobrar Comerciales 18(i) Equivalentes de Efectivo 18(j) Deterioro del Valor de los Activos 18-19(k) Activos Mantenidos para la Venta y Operaciones Descontinuadas 19-20(l) Beneficios a los Empleados y Otros Beneficios Post-retiro 20-21(m) Provisiones 21-22(n) Reconocimiento de Ingresos 22(o) Ingresos y Gastos Financieros 22(p) Impuesto sobre la Renta 22-23(q) Información por Zona Geográfica y Segmentos de Operación 23(r) Convenios Operativos 23-24(s) Investigación y Desarrollo 24

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)

Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

Tabla de Contenido, continuación

Páginas

(t) Aportes para el Desarrollo Social 24(u) Pronunciamientos Contables Recientemente Emitidos 24-25 (v) Pronunciamientos Contables Adoptados Recientemente 25-26

(4) Convenio Cambiario con el Banco Central de Venezuela (BCV) 26-27

(5) Transacciones y Saldos en Monedas Distintas al Dólar 27

(6) Determinación de los Valores Razonables 27-28

(7) Administración de Riesgos Financieros (a) Riesgo de crédito 29(b) Riesgo de liquidez 29(c) Riesgo de mercado 29-30

(8) Información por Zonas Geográficas y Segmentos de Operaciones (a) Segmentos de Negocios 30(b) Segmentos Geográficos 30-35

(9) Asociaciones con Terceros (a) Asociaciones para el Desarrollo de Reservas de Petróleo Crudo Extrapesado en la Faja

Petrolífera del Orinoco 35-41 (b) Migración de Convenios Operativos a Empresas Mixtas 41-44(c) Proyecto de Desarrollo de Gas Costa Afuera - Plataforma Deltana 44(d) Convenios Energéticos con Países de Latinoamérica y del Caribe 45

(10) Activos Mantenidos para la Venta y Operaciones Descontinuadas 45-49

(11) Otros (Ingresos) Egresos, Neto 49

(12) Impuestos y Regalías (a) Impuesto sobre la Renta 50-54(b) Regalías 55(c) Impuesto de Extracción 56(d) Impuesto Superficial 56(e) Impuesto de Registro de Exportación 56(f) Impuesto al Valor Agregado (IVA) 56-57(g) Impuesto de Consumo General 57(h) Impuesto al Débito Bancario 57

(13) Propiedades, Plantas y Equipos 58-65

(14) Inversiones en Afiliadas 66-68

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)

Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

Tabla de Contenido, continuación

Páginas

(15) Cuentas por Cobrar a Largo Plazo y Otros Activos 69-70

(16) Efectivo Restringido 71-75

(17) Inventarios 76

(18) Documentos y Cuentas por Cobrar 76

(19) Gastos Pagados por Anticipado y Otros Activos 77

(20) Patrimonio 77-79

(21) Deuda a Largo Plazo 80-85

(22) Beneficios a los Empleados y Otros Beneficios Post-retiro (a) Planes de Ahorro con Aportes Definidos 85(b) Planes de Pensiones y Otros Beneficios de Jubilación 86-95

(23) Acumulaciones y Otros Pasivos 96-98

(24) Cuentas por Pagar a Proveedores 98

(25) Instrumentos Financieros 99-104

(26) Arrendamientos Financieros y Operativos 104-105

(27) Compromisos y Contingencias 105-108

(28) Operaciones con Empresas y Entidades Relacionadas 109-114

(29) Información sobre Operaciones de Producción, Refinación y Exportaciones 115-116

(30) Información Financiera de los Sectores Nacional e Internacional 117-120

(31) Contribuciones Legales (a) Ley Orgánica de Ciencia, Tecnología e Innovación 121(b) Ley Orgánica contra el Tráfico Ilícito y el Consumo de Sustancias Estupefacientes y

Psicotrópicas 121

(32) Nuevas Leyes (a) Ley de Impuesto a las Transacciones Financieras 121(b) Ley Orgánica de Reorganización del Sector Eléctrico 122(c) Ley Habilitante 122(d) Ley de Reconversión Monetaria 122

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)

Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

Tabla de Contenido, continuación

Páginas

(33) Eventos Subsecuentes (a) Empresas Mixtas 123(b) Renovación Línea de Crédito BNP Paribas 123(c) Nuevas Filiales de PDVSA 123(d) Acuerdo de Finiquito con ENI por el Campo Dación 124(e) Arbitraje ante la Cámara de Comercio Internacional (CCI) 124(f) Pronunciamientos Contables Recientemente Emitidos 124

(34) Información Suplementaria sobre Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (no auditada) (a) Petróleo Crudo Convencional y Extrapesado (en millones de barriles) 126(b) Petróleo Crudo Extrapesado (en millones de barriles) 126-128(c) Reservas de Gas Natural (en millardos de pies cúbicos) 129-137

(Continúa)

Informe de los Contadores Públicos Independientes

Al Accionista y a la Junta Directiva dePetróleos de Venezuela, S.A.:

Informe sobre los Estados Financieros Consolidados

Hemos efectuado las auditorías de los estados financieros consolidados que se acompañan de Petróleos deVenezuela, S.A. y sus filiales (PDVSA) (propiedad de la República Bolivariana de Venezuela), expresados endólares estadounidenses y en bolívares, los cuales comprenden los balances generales consolidados al 31 dediciembre de 2007 y 2006, y los estados consolidados conexos de resultados, de movimiento de las cuentas depatrimonio y de movimiento del efectivo por los años entonces terminados, y un resumen de las políticas decontabilidad significativas y otras notas explicativas. Los estados financieros de algunas filiales fueron auditadospor otros contadores públicos independientes y no por nosotros, esas filiales representan 9% y 5% de los activostotales al 31 de diciembre de 2007 y 2006, respectivamente, y 39% y 17% de la ganancia neta para el añoterminado el 31 de diciembre de 2007 y el período de nueve meses terminado el 31 de diciembre de 2006,respectivamente, en relación a los correspondientes totales consolidados (véase la nota 2-f a los estadosfinancieros consolidados que se acompañan). Los estados financieros de esas filiales, junto con los respectivosinformes de los otros contadores públicos independientes, correspondientes al 31 de diciembre de 2007 y 2006,nos fueron suministrados y, nuestra opinión en relación con los montos incluidos en los estados financieros deesas filiales a esas fechas y para esos períodos, se basa exclusivamente en los informes de los otros contadorespúblicos independientes.

Responsabilidad de la Gerencia por los Estados Financieros Consolidados

La gerencia es responsable por la preparación y presentación razonable de estos estados financieros consolidadosde conformidad con Normas Internacionales de Información Financiera. Esta responsabilidad incluye: diseñar,implantar y mantener el control interno relacionado con la preparación y presentación razonable de los estadosfinancieros, para que los mismos no contengan errores significativos debido a fraude o error. Asimismo,seleccionar y aplicar las políticas de contabilidad apropiadas y efectuar las estimaciones contables que seanrazonables de acuerdo con las circunstancias.

Responsabilidad de los Contadores Públicos Independientes

Nuestra responsabilidad es expresar una opinión sobre estos estados financieros consolidados con base ennuestras auditorías. Efectuamos nuestras auditorías de conformidad con Normas Internacionales de Auditoría.Esas normas requieren que cumplamos con los requisitos éticos pertinentes y que planifiquemos y realicemos laauditoría para obtener una seguridad razonable de que los estados financieros no contengan errores significativos.

2

Una auditoría implica realizar procedimientos para obtener evidencia de auditoría sobre los montos yrevelaciones en los estados financieros. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio del auditor,incluyendo la evaluación de los riesgos de errores significativos en los estados financieros debido a fraude oerror. Al hacer esas evaluaciones de riesgos, el auditor considera el control interno relacionado con lapreparación y presentación razonable de los estados financieros, para diseñar procedimientos de auditoría quesean apropiados en las circunstancias, pero no para el propósito de expresar una opinión sobre la efectividad delcontrol interno de la entidad. Una auditoría también incluye evaluar lo apropiado de las políticas de contabilidadutilizadas y la razonabilidad de las estimaciones hechas por la gerencia; así como también, evaluar la completapresentación de los estados financieros.

Consideramos que la evidencia de auditoría que hemos obtenido es suficiente y apropiada para proporcionar unabase para nuestra opinión de auditoría.

Opinión

En nuestra opinión, con base en nuestras auditorías y en los informes de los otros contadores públicosindependientes, los estados financieros consolidados que se acompañan presentan razonablemente, en todos susaspectos substanciales, la situación financiera de Petróleos de Venezuela, S.A. y sus filiales (PDVSA) al 31 dediciembre de 2007 y 2006, su desempeño financiero y sus movimientos del efectivo por los años entoncesterminados, de conformidad con Normas Internacionales de Información Financiera.

Párrafos de Énfasis

Sin calificar nuestra opinión, llamamos la atención sobre los siguientes asuntos:

Como se explica más ampliamente en la nota 28 a los estados financieros consolidados que se acompañan,PDVSA en su condición de empresa estatal propiedad de la República Bolivariana de Venezuela y, segúnsu objeto social y particulares responsabilidades, realiza importantes operaciones con su Accionista,instituciones gubernamentales y otras. Estas operaciones se corresponden principalmente con susobligaciones fiscales en cuanto al pago de regalías e impuestos, programas sociales, y adquisiciones ytransferencias de activos, entre otras.

Como se explica más ampliamente en la nota 2-e a los estados financieros consolidados que se acompañan,durante el año 2007 la Compañía optó por modificar el orden de presentación de su balance generalconsolidado, en atención a enfoques sugeridos por la normativa profesional disponible y la tendencia parala presentación de estados financieros en empresas del sector de energía.

ALCARAZ CABRERA VÁZQUEZ

Dimas Castro BustillosContador PúblicoC.P.C. Nº. 5326

20 de marzo de 2008Caracas, Venezuela

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)

Balances Generales Consolidados

31 de diciembre deNota 2007 2006 2007 2006

(Millones de dólares) (Millones de bolívares)

Activo

Propiedades, plantas y equipos, neto 13 52.436 42.503 112.721.914 91.609.016 Inversiones en afiliadas 14 2.088 2.503 4.498.559 5.377.794Impuesto sobre la renta diferido 12-a 5.343 3.443 11.488.717 7.404.947Cuentas por cobrar a largo plazo y otros activos 15 4.483 3.659 9.640.634 7.865.886Créditos fiscales po 12-f 2.230 3.460 4.794.389 7.439.000 Efectivo restringido, neto de porción corriente 16 1.743 1.928 3.749.104 4.145.114

Total activo no corriente 68.323 57.496 146.893.317 123.841.757

Inventarios 17 8.470 7.003 18.208.776 15.050.073 Créditos fiscales por recuperar 12-f 3.346 776 7.193.900 1.669.024Documentos y cuentas por cobrar 18 11.687 9.546 25.127.658 20.523.357Gastos pagados por anticipado y otros activos 19 7.721 2.985 16.600.122 6.421.618Efectivo restringido 16 1.555 441 3.341.005 948.649Efectivo y equivalentes de efectivo 3.325 2.282 7.152.785 4.906.776 Activos mantenidos para la venta 10 3.245 - 6.974.914 -

Total activo corriente 39.349 23.033 84.599.160 49.519.497 Total activo 107.672 80.529 231.492.477 173.361.254

Patrimonio

Patrimonio, véanse los estados consolidados de movimiento de las cuentas de patrimonio 20 56.062 53.103 120.529.853 114.399.907

Pasivo

Deuda a largo plazo, neto de porción corriente 21 13.129 2.262 28.228.313 4.862.119 Beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro, neto

de porción corriente 22 2.508 1.731 5.391.696 3.721.366Impuesto sobre la renta diferido 12-a 2.402 2.089 5.162.509 4.491.599Acumulaciones y otros pasivos, neto de porción corriente 23 3.095 2.189 6.653.324 4.706.212

Total pasivo no corriente 21.134 8.271 45.435.842 17.781.296

Porción corriente de la deuda a largo plazo 21 2.877 652 6.185.006 1.402.690 Beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro 22 490 374 1.053.618 805.725Cuentas por pagar a proveedores 24 5.650 6.379 12.145.943 13.715.066Impuesto sobre la renta por pagar 12-a 3.048 2.487 6.553.687 5.348.014 Acumulaciones y otros pasivos 23 17.646 9.263 37.944.151 19.908.556Pasivos mantenidos para la venta 10 765 - 1.644.377 -

Total pasivo corriente 30.476 19.155 65.526.782 41.180.051

Total pasivo 51.610 27.426 110.962.624 58.961.347 Total patrimonio y pasivo 107.672 80.529 231.492.477 173.361.254

Las notas 1 a 34 que se acompañan forman parte integral de los estados financieros consolidados.

3

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)

Estados Consolidados de Resultados

Años terminados el 31 de diciembre de Nota 2007 2006 2007 2006

(Millones de dólares) (Millones de bolívares)Operaciones continuas:

Ventas de petróleo crudo y sus productos: 28Exportaciones en el exterior 93.820 96.764 201.713.838 208.042.230En Venezuela 2.357 2.233 5.067.131 4.799.917

Otras ventas 65 255 139.816 548.809

96.242 99.252 206.920.785 213.390.956

Costos y gastos: 9, 28Compras de petróleo crudo y sus productos 28.137 38.778 60.490.984 83.363.093Gastos de operación 14.958 14.779 32.156.583 31.770.311Gastos de exploración 154 100 331.155 215.807Depreciación y amortización 13 4.018 3.640 8.622.846 7.827.066Gastos de venta, administración y generales 2.702 2.184 5.810.851 4.695.402Regalías, impuesto de extracción y otros impuestos 12 21.981 18.435 47.254.533 39.634.736Gastos de financiamiento 584 267 1.255.761 574.949Otros (ingresos) egresos, neto 11 (210) 374 (430.452) 793.164

72.324 78.557 155.492.261 168.874.528

Participación patrimonial en resultados netos de afiliadas 14, 28 733 1.120 1.577.603 2.411.135Ganancia en venta de inversión en afiliadas 14 641 1.432 1.378.150 3.078.800

Ganancia antes de aportes para el desarrollo social e impuesto sobre la renta 25.292 23.247 54.384.277 50.006.363

Aportes para el desarrollo social 28 14.102 13.784 30.319.526 29.636.430

Ganancia antes de impuesto sobre la renta 11.190 9.463 24.064.751 20.369.933

Impuesto sobre la renta 12-a 5.017 4.031 10.784.696 8.667.206

Ganancia neta de operaciones continuas 6.173 5.432 13.280.055 11.702.727

Operaciones descontinuadas:Ganancia de operaciones descontinuadas, neta de impuesto 10 100 20 215.894 42.850

Ganancia neta 6.273 5.452 13.495.949 11.745.577

Ganancia neta:Atribuible al Accionista de la Compañía 5.371 4.994 11.710.017 10.758.880Intereses minoritarios 902 458 1.785.932 986.697

6.273 5.452 13.495.949 11.745.577

Las notas 1 a 34 que se acompañan forman parte integral de los estados financieros consolidados.

4

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PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)

Estados Consolidados de Movimiento del Efectivo

Años terminados el 31 de diciembre de 2007 2006 2007 2006

(Millones de dólares) (Millones de bolívares)

Movimiento del efectivo proveniente de las actividades operacionales:Ganancia neta 6.273 5.452 13.495.949 11.745.577Ajustes para conciliar la ganancia neta con el efectivo neto provisto por

las actividades operacionales -Depreciación y amortización 4.018 3.640 8.622.846 7.827.066Deterioro (reverso) del valor de los activos 10 (93) 21.500 (198.983)Costo de obligaciones por retiro de activos 53 195 113.472 419.250Impuesto sobre la renta diferido (1.587) (724) (3.412.050) (1.555.644)Pérdida por transacciones en moneda extranjera 115 486 244.749 1.249.580Provisión para beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro 2.784 969 5.985.955 1.040.934Participación patrimonial en resultados netos de afiliadas (733) (1.120) (1.577.603) (2.411.135)Ganancia en venta de inversión en afiliadas (641) (1.432) (1.378.150) (3.078.800)Exceso de activos netos adquiridos sobre el costo de la inversión (666) - (1.406.572) -Cambio en el valor razonable de las cuentas por cobrar a largo plazo 446 822 961.050 1.767.700Aumento (disminución) de la estimación para cuentas de cobro dudoso 15 (12) 32.266 (25.800)Cambios en activos operacionales -

Documentos y cuentas por cobrar (2.137) (3.956) (4.596.447) (4.266.306)Inventarios (1.636) (1.562) (3.521.920) (3.353.703)Gastos pagados por anticipado y otros activos (6.006) (2.212) (12.914.302) (8.134.636)Créditos fiscales por recuperar (1.340) (313) (2.880.265) (673.184)

Cambios en pasivos operacionales -Cuentas por pagar a proveedores (709) 1.659 (1.569.123) 3.567.081Impuesto sobre la renta por pagar, acumulaciones y otros pasivos 7.921 2.856 17.018.402 5.270.986Pagos de beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro (2.006) (611) (4.312.480) (1.313.650)

Total ajustes (2.099) (1.408) (4.568.672) (3.869.244)

Efectivo neto provisto por las actividades operacionales 4.174 4.044 8.927.277 7.876.333

Movimiento del efectivo proveniente de las actividades de inversión:Adquisiciones de propiedades, plantas y equipos, neto (12.852) (7.193) (27.572.793) (14.650.581)(Aumento) disminución del efectivo restringido, neto de aportes a los fideicomisos

por US$229 millones en el 2006 (929) 2.534 (1.996.346) 5.447.430Venta de inversión en afiliadas 756 1.774 1.625.400 3.814.100Incorporación de nuevas afiliadas - (202) - (434.300)Dividendos recibidos de afiliadas 635 1.236 1.365.932 2.657.400Adquisición de grupo de activos mantenidos para la venta, neto (1.195) - (2.574.505) -Otras variaciones en inversiones 398 103 852.759 228.521

Efectivo neto usado en las actividades de inversión (13.187) (1.748) (28.299.553) (2.937.430)

Movimiento del efectivo proveniente de las actividades de financiamiento:Aumento de la deuda a largo plazo 14.959 - 32.161.734 -Pagos de la deuda a largo plazo (1.866) (497) (4.015.036) (1.070.729)Dividendos pagados al Accionista (2.658) (1.317) (5.714.750) (2.832.000)Dividendos pagados al inversionista minoritario (379) - (813.663) -

Efectivo neto provisto por (usado en) las actividades de financiamiento 10.056 (1.814) 21.618.285 (3.902.729)

Aumento neto en el efectivo y equivalentes de efectivo 1.043 482 2.246.009 1.036.174

Efectivo y equivalentes de efectivo al comienzo del año 2.282 1.800 4.906.776 3.870.602 Efectivo y equivalentes de efectivo al final del año 3.325 2.282 7.152.785 4.906.776

Información complementaria:Desembolsos importantes de efectivo en el año -

Intereses, neto del monto registrado como activos 376 68 808.400 146.200Impuesto sobre la renta, regalías y otros impuestos 27.124 25.896 58.316.600 55.676.400Aportes para el desarrollo social 13.897 11.993 29.878.550 25.784.950

Transacciones importantes que no requirieron de efectivo -Compensación de cuentas - 1.317 - 2.832.000Dividendos pagados mediante cesión de pagarés - 399 - 857.850Distribución patrimonial del Accionista - Pequiven, neto del interés minoritario - (2.809) - (6.189.850)Aporte adicional del Accionista, neto del interés minoritario (223) 3.233 (479.530) 6.950.950

Las notas 1 a 34 que se acompañan forman parte integral de los estados financieros consolidados.

7

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)

Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

8 (Continúa)

(1) Entidad de Reporte

Petróleos de Venezuela, S.A. es una compañía constituida y domiciliada en la República Bolivariana de Venezuela y sus oficinas principales están ubicadas en el Edificio Petróleos de Venezuela, Torre Este, Avenida Libertador, La Campiña, Apartado Nº 169, Caracas 1010-A.

Petróleos de Venezuela, S.A. y sus filiales (PDVSA o la Compañía) es propiedad de la República Bolivariana de Venezuela y su control, como Accionista, es ejercido a través del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo (en adelante identificado como MENPET). PDVSA es responsable, en Venezuela, del desarrollo de la industria de los hidrocarburos; así como también, de planificar, coordinar, supervisar y controlar las actividades de sus empresas, tanto en Venezuela como en el exterior (véanse las notas 3-a, 9, 14 y 28). La mayoría de las filiales en el exterior están involucradas en las actividades de refinación y comercialización en los Estados Unidos de América, Europa y el Caribe. Los estados financieros consolidados de PDVSA, al y por los años terminados el 31 de diciembre de 2007 y 2006, comprenden la Compañía, sus afiliadas y las entidades controladas conjuntamente.

Con base en la nueva responsabilidad social de PDVSA, establecida en los Artículos Nº 302 y Nº 311 de la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela y en el Artículo Nº 5 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, referidos a la participación de PDVSA en el desarrollo social e integral del país, y con la finalidad de apoyar las obras o servicios destinados al desarrollo de infraestructura y vialidad, actividades agrícolas, de salud y educación, y a cualquier otra inversión productiva en Venezuela, PDVSA participa en diferentes programas establecidos por el Ejecutivo Nacional (véanse las notas 3-a, 15, 16 y 28).

Las principales actividades de PDVSA están reguladas por la Ley Orgánica de Hidrocarburos; las operaciones relacionadas con gas se regulan por la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos de septiembre de 1999 y su Reglamento de junio de 2000.

En la Gaceta Oficial Nº 38.443, publicada el 24 de mayo de 2006, se decretó la Ley de Reforma Parcial de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, que estaba vigente desde el año 2002. Entre los aspectos más relevantes de esta reforma, que afectan a PDVSA, se encuentra la creación de los siguientes impuestos:

Impuesto de Extracción: establece una tasa de un tercio del valor de todos los hidrocarburos líquidos extraídos de cualquier yacimiento, calculado sobre la misma base establecida en la Ley para el cálculo de la regalía. Al calcular este impuesto, el contribuyente podrá deducir lo que se hubiese pagado por regalía, inclusive la regalía adicional que esté pagando como ventaja especial.

Impuesto de Registro de Exportación: establece una tasa de uno por mil sobre el valor de todos los hidrocarburos exportados desde cualquier puerto del territorio nacional, calculado sobre el precio de venta de dichos hidrocarburos.

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)

Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

9 (Continúa)

(2) Bases de Preparación

(a) Declaración de Cumplimiento

Los estados financieros consolidados están preparados de acuerdo con Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), adoptadas por la Junta de Normas Internacionales de Contabilidad (International Accounting Standards Board - IASB) y sus interpretaciones emitidas por el Comité de Interpretaciones de las Normas Internacionales de Información Financiera - CINIIF (International Financial Reporting Interpretations Committee - IFRIC) de la IASB.

El 19 de marzo de 2008, la Junta Directiva aprobó someter a consideración de la Asamblea de Accionista los estados financieros consolidados del año terminado el 31 de diciembre de 2007, los cuales serán presentados próximamente a dicha Asamblea de Accionista, estimándose que sean aprobados sin ninguna modificación. Los estados financieros consolidados del año terminado el 31 de diciembre de 2006, fueron aprobados por la Asamblea de Accionista el 7 de septiembre de 2007.

(b) Bases de Medición

Los estados financieros consolidados han sido preparados sobre las bases del costo histórico, excepto por ciertos activos y pasivos que han sido ajustados para presentarse a su valor razonable. Los activos medidos y presentados a su valor razonable son principalmente los siguientes: instrumentos financieros derivados, créditos fiscales por recuperar y cuentas por cobrar a largo plazo a entes ejecutores de proyectos sociales y convenios energéticos.

Los métodos usados para medir los valores razonables son discutidos más ampliamente en la nota 6.

(c) Moneda Funcional y de Presentación

Los estados financieros consolidados están presentados en dólares estadounidenses (dólar o $) y en bolívares (Bs). La moneda funcional de la Compañía es el dólar, debido a que el principal ambiente económico de las operaciones de PDVSA es el mercado internacional para el petróleo crudo y sus productos. Adicionalmente, una porción significativa de los ingresos y el endeudamiento a largo plazo; así como también, la mayor parte de los costos, gastos e inversiones están denominados en dólares.

Los estados financieros consolidados en bolívares se presentan para propósitos estatutarios. La conversión de los estados financieros de la Compañía y sus filiales a bolívares, moneda de presentación distinta a la funcional, se efectuó de conformidad con la Norma Internacional de Contabilidad Nº 21 Efectos de las Variaciones en las Tasas de Cambio de la Moneda Extranjera.Esta norma requiere que cada entidad determine su moneda funcional basada en el análisis del entorno económico principal en el cual opera, siendo este en el que mayormente se genera y utiliza el efectivo. Con la excepción de la filial Deltaven, S.A. y otras filiales menores que se dedican a actividades complementarias en el país, PDVSA y sus principales filiales mantienen como moneda funcional el dólar.

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)

Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

10 (Continúa)

Una vez determinada la moneda funcional de cada entidad, los estados financieros de las filiales se traducen a bolívares con base en los siguientes criterios:

En la preparación de los estados financieros de las filiales cuya moneda funcional es el bolívar, se consideró lo establecido en la Norma Internacional de Contabilidad Nº 29 InformaciónFinanciera en Economías Hiperinflacionarias (NIC 29). De acuerdo con esta norma, una economía es considerada hiperinflacionaria si posee una serie de características, destacando una tasa acumulada de inflación cercana o superior a 100% en los últimos tres años. Para fines de la NIC 29, Venezuela fue considerada como una economía hiperinflacionaria hasta el 31 de diciembre de 2003; por lo tanto, los activos y pasivos no monetarios (principalmente inventarios, inversiones y propiedades, plantas y equipos) y las cuentas de patrimonio, incluyen los efectos de la inflación hasta esa fecha. A partir del año 2004, Venezuela no es considerada hiperinflacionaria y todas las nuevas transacciones se reconocen a sus valores nominales originales; manteniéndose los valores de adquisición u origen de los activos y pasivos no monetarios expresados en moneda constante al 31 de diciembre de 2003.

Los estados financieros de las filiales cuya moneda funcional es el dólar u otra moneda distinta al bolívar, han sido convertidos a bolívares como sigue: activos y pasivos a las tasas de cambio vigentes a la fecha del balance general, y los ingresos y gastos a las tasas de cambio promedio vigente durante cada año. Todas las diferencias en cambio que se generen como resultado de lo anterior, se reconocen como un componente separado en el patrimonio en la cuenta denominada “ajuste acumulado por traducción”.

Toda la información financiera presentada en dólares y bolívares ha sido aproximada a millones.

(d) Uso de Estimados y Juicios

Para la preparación de los estados financieros consolidados de conformidad con NIIF, se requiere que la gerencia realice estimaciones, juicios y suposiciones que afectan la aplicación de las políticas contables y los montos presentados de activos, pasivos, ingresos y gastos. La Compañía aplica sus mejores estimaciones y juicios; sin embargo, los resultados finales podrían diferir de esos estimados.

Los estimados y suposiciones relacionadas se basan en la experiencia y algunos otros factores que se consideran razonables en las circunstancias actuales, cuyo resultado es la base para formar los juicios sobre el valor en libros de los activos y pasivos que no son fácilmente determinables por otras fuentes. Los estimados y suposiciones son revisados periódicamente, y las revisiones de estos estimados contables son reconocidas en el mismo período y en los períodos futuros afectados.

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11 (Continúa)

Las áreas significativas de incertidumbre de estimación y juicios críticos, en la aplicación de políticas contables, que tienen un efecto significativo sobre los montos reconocidos en los estados financieros, son las siguientes:

Nota 12 - Impuesto sobre la renta diferido y uso de pérdidas fiscales

Nota 13 - Depreciación y amortización

Nota 22 - Medición de obligaciones de beneficios de jubilación definidos por contrato y otros beneficios post-retiro diferentes a jubilación.

Nota 23 - Acumulación para obligaciones por retiro de activos (incluidas en acumulaciones y otros pasivos).

Nota 25 - Valuación de instrumentos financieros.

Nota 26 - Arrendamientos financieros y operativos.

Nota 27 - Provisión para litigios y otros reclamos y acumulación para asuntos ambientales.

(e) Presentación de los Balances Generales Consolidados

En la preparación y presentación de sus estados financieros consolidados, hasta el 31 de diciembre de 2006, la Compañía ha utilizado un formato clasificado para el balance general, en el cual se iniciaba la presentación de los activos y pasivos tomando en consideración los rubros corrientes y no corrientes en la expectativa de su realización, en el caso de los activos, y el grado de inmediatez en la expectativa de pago, en el caso de los pasivos. Durante el año terminado el 31 de diciembre de 2007, la Compañía, con base en las evaluaciones pertinentes y por considerar que reflejará más apropiadamente la naturaleza de sus operaciones y las tendencias de la industria, optó por presentar su balance general utilizando un criterio distinto al anterior, es decir, presentar sus activos y pasivos iniciando con los no corrientes y posteriormente los corrientes. Tal como lo requieren las Normas Internacionales de Contabilidad, el nuevo formato se aplicó a los estados financieros consolidados del año 2006, los cuales se presentan con propósitos comparativos.

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12 (Continúa)

(f) Estados Financieros Consolidados – Filiales Auditadas por Otros Contadores Públicos Independientes, Distintos a Nuestros Contadores Públicos Independientes Corporativos

Los estados financieros consolidados de PDVSA al 31 de diciembre de 2007 y 2006, y por los años terminados en esas mismas fechas, han sido auditados por firmas de contadores públicos independientes. A continuación presentamos un detalle de las filiales auditadas por otros contadores públicos independientes, distintos a nuestros contadores públicos independientes corporativos Alcaraz Cabrera Vázquez (firma venezolana miembro de KPMG International), indicando su respectiva proporción de ganancias netas y activos totales con respecto a los correspondientes totales consolidados:

Proporción (%) con respecto a los totales consolidados

Año 2007 Año 2006Ganancia Activos Ganancia Activos Firma de contadores

Entidades neta totales neta totales públicos independientes

Filiales :

Petroboscán, S.A. 9,98% 1,30% 6,86% 0,74% Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de PricewaterhouseCoopers (PWC)

Petrolera Zuata, Petrozuata, S.A. 9,00% 3,57% - - Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de PricewaterhouseCoopers (PWC)

Petroregional del Lago, S.A. 4,78% 1,08% 3,38% 1,11% Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de PricewaterhouseCoopers (PWC)

Petroquiriquire, S.A. 3,10% 0,56% 2,47% 0,52% Lara Marambio y Asociados, firma miembro de Deloitte Touche Tohmatsu (Deloitte)

Petrodelta, S.A. 2,89% 0,23% 0,03% 0,02% Lara Marambio y Asociados, firma miembro de Deloitte Touche Tohmatsu (Deloitte)

Petroindependiente, S.A. 1,76% 0,69% 0,84% 0,67% Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de PricewaterhouseCoopers (PWC)

Petrolera Sino-Venezolana, S.A. 1,50% 0,36% 1,22% 0,36% Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de PricewaterhouseCoopers (PWC)

Baripetrol, S.A. 1,43% 0,27% 1,06% 0,27% Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de PricewaterhouseCoopers (PWC)

Lagopetrol, S.A. 1,37% 0,03% 0,02% 0,01%Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de PricewaterhouseCoopers (PWC)

Boquerón, S.A. 1,09% 0,29% 0,07% 0,69% Mendoza, Delgado, Labrador y Asociados, firma miembro de Ernest & Young Global (E&Y)

Petroperijá, S.A. 1,02% 0,43% 0,61% 0,37% Mendoza, Delgado, Labrador y Asociados, firma miembro de Ernest & Young Global (E&Y)

Petrocabimas, S.A. 0,58% 0,11% 0,35% 0,12% Marambio González & Asociados

Petrowarao, S.A. 0,38% 0,14% 0,37% 0,16%Lara Marambio y Asociados, firma miembro de Deloitte Touche Tohmatsu (Deloitte)

Petrocumarebo, S.A. 0,21% 0,07% -0,07% 0,06% Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de PricewaterhouseCoopers (PWC)

Petroguárico, S.A. 0,18% 0,05% 0,08% 0,06% Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de PricewaterhouseCoopers (PWC)

Convenios de Asociación :

Proyecto Hamaca 7,51% 3,21% 5,28% 1,72% Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de PricewaterhouseCoopers (PWC)

Sincor Joint Operation 5,59% 2,49% 7,23% 3,69% Mendoza, Delgado, Labrador y Asociados, firma miembro de Ernest & Young Global (E&Y)

Proyecto Cerro Negro 3,66% 2,08% 4,55% 1,97% Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de PricewaterhouseCoopers (PWC)

Petrolera Zuata, Petrozuata, S.A. - - 3,48% 2,22% Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de PricewaterhouseCoopers (PWC)

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13 (Continúa)

(3) Políticas de Contabilidad Significativas

Las políticas de contabilidad han sido aplicadas consistentemente para todos los años presentados en estos estados financieros consolidados, y han sido aplicadas consistentemente por sus filiales, afiliadas y entidades controladas conjuntamente.

Se han hecho algunas reclasificaciones a los estados financieros consolidados del año 2006, para conformar su presentación con la clasificación usada en el año 2007. Adicionalmente, los estados consolidados de resultados comparativos, han sido presentados como si las operaciones descontinuadas durante el año corriente hubiese ocurrido desde el inicio del año comparativo (véase la nota 10).

(a) Bases de Consolidación

Inversiones en Filiales

Las compañías filiales son aquellas controladas por PDVSA. El control existe cuando PDVSA tiene el poder para controlar las políticas financieras y operacionales de una entidad con la finalidad de obtener beneficios a partir de sus actividades. Para evaluar el control, se toman en consideración los potenciales derechos de votación que actualmente son ejercidos o transados. Los estados financieros de las filiales se incluyen en los estados financieros consolidados desde la fecha en que el control comienza hasta la fecha en que el control cesa. Las políticas contables de las filiales se han cambiado cuando ha sido necesario, para alinearlas con las políticas adoptadas por la Compañía.

Las filiales más importantes, totalmente poseídas son: PDVSA Petróleo, S.A. (PDVSA Petróleo); Corporación Venezolana del Petróleo, S.A. (CVP); PDVSA Gas; S.A. (PDVSA Gas); y Deltaven, S.A. (Deltaven) en Venezuela; PDV Holding, Inc. (PDV Holding) y su principal filial PDV America, Inc. (PDV America) que operan en los Estados Unidos de América. La principal operación de PDVSA en los Estados Unidos de América está representada por CITGO Petroleum Corporation y sus filiales (CITGO), la cual es poseída totalmente por PDV America.

Durante el año 2007 se constituyeron nuevas filiales de PDVSA con la finalidad de atender lineamientos de las operaciones establecidas en los diferentes acuerdos de cooperación energética suscritos entre la República Bolivariana de Venezuela y otros países, así como también otras filiales para atender los ejes de desarrollo: Magna Reserva, Proyecto Orinoco, Delta Caribe, Crecimiento de Áreas Tradicionales, Proyectos de Refinación, Infraestructura y Comercialización e Integración, las cuales son las siguientes: PDV Sur, S.A.; PDV Andina, S.A.; PDVSA Panamá, S.A., PDVSA Ibérica, S.L.; PDVSA Agrícola, S.A.; PDVSA Industrial, S.A.; PDVSA Servicio, S.A. y PDVSA Gas Comunal, S.A.

De acuerdo con lineamientos y objetivos estratégicos del Ejecutivo Nacional, durante el año 2007 la Asamblea de Accionista de PDVSA autorizó la compra de acciones de las siguientes entidades que operan en el sector eléctrico del país: C.A. La Electricidad de Caracas; Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, C.A. (SENECA); C.A. Electricidad de Valencia (ELEVAL) y C.A. Luz y Fuerza Eléctrica de Puerto Cabello (CALIFE). Véase la nota 10.

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14 (Continúa)

A partir de octubre de 2007, los estados financieros consolidados de PDVSA incluyen los estados financieros de Petrolera Zuata, Petrozuata, C.A. (Petrozuata), debido al control ejercido sobre sus actividades a partir de esa fecha. Hasta el 30 de septiembre de 2007, la inversión en Petrozuata se reconoció bajo el método de participación patrimonial. Véase la nota 9-a.

Participaciones en Negocios Conjuntos

Las participaciones en negocios conjuntos son aquellas en las cuales PDVSA tiene un control conjunto, establecido a través de un acuerdo contractual. PDVSA Petróleo participa, a través de sus filiales consolidadas PDVSA Cerro Negro, S.A. (PDVSA Cerro Negro); PDVSA Sincor, S.A. (PDVSA Sincor); y Corpoguanipa, S.A. (Corpoguanipa), en convenios de asociación para el desarrollo de las reservas de petróleo extrapesado en la Faja Petrolífera del Orinoco. Estas filiales de PDVSA Petróleo preparan sus estados financieros reconociendo su cuota-parte en los activos, pasivos, ingresos y costos, de acuerdo con su porcentaje de participación en los negocios conjuntos de dichos convenios de asociación, desde la fecha en que comienza el control hasta la fecha en que cesa. Siguiendo lineamientos establecidos por el Ejecutivo Nacional, las actividades de estos convenios de asociación serán asumidas por empresas mixtas constituidas con participación mayoritaria de PDVSA, al momento de publicarse los respectivos decretos de transferencia de los activos, lo cual se estima que ocurra durante el primer semestre del año 2008. Con posterioridad a la mencionada publicación, la información financiera de las empresas mixtas constituidas se incluirá en los estados financieros consolidados de PDVSA mediante el método de consolidación. Véanse las notas 9-a y 33-a.

Inversiones en Afiliadas

Las compañías afiliadas son aquellas en las cuales PDVSA tiene influencia significativa pero no el poder para controlar decisiones financieras y operacionales. Se presume que existe influencia significativa cuando la Compañía posee directa o indirectamente entre 20 y 50 por ciento del derecho de voto en otra entidad. Los estados financieros consolidados incluyen la participación en las ganancias o pérdidas de las afiliadas reconocidas con base en el método de participación patrimonial, desde la fecha en que la influencia significativa comienza hasta la fecha en que cesa. El método de participación patrimonial consiste en incrementar el costo de adquisición de la inversión con la proporción que le corresponde a la tenedora, sobre los resultados de operaciones de la emisora, en los períodos posteriores a la fecha de adquisición. Los dividendos recibidos se rebajan del valor en libros de la inversión. Cuando el valor de la participación de la Compañía en las pérdidas excede su inversión en una afiliada, el valor en libros de la inversión se reduce a cero y cesa el reconocimiento de pérdidas adicionales, excepto en los casos en que PDVSA sea responsable solidaria de las obligaciones incurridas por dichas afiliadas.

Transacciones Eliminadas en la Consolidación

Los saldos y transacciones con la Casa Matriz y entre filiales (intercompañías); así como cualquier ingreso o gasto no realizado procedente de transacciones intercompañías, son eliminados en la preparación de los estados financieros consolidados. Las ganancias no realizadas provenientes de transacciones con entidades, cuya inversión se contabiliza por el método de participación patrimonial, son eliminadas contra la inversión hasta el monto de la participación en dichas entidades. Las pérdidas no realizadas son eliminadas de la misma forma que las ganancias no realizadas, pero únicamente en la medida que no haya evidencia de deterioro.

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15 (Continúa)

(b) Monedas Distintas al Dólar

Transacciones en Monedas Distintas al Dólar

Las transacciones en monedas distintas al dólar se convierten a la respectiva moneda funcional de las entidades de la Compañía, utilizando la tasa de cambio de la fecha de la transacción. Los activos y pasivos monetarios, denominados en monedas distintas al dólar a la fecha del balance general, se convierten a la moneda funcional utilizando la tasa de cambio a esa fecha. La ganancia o pérdida en cambio en monedas distintas al dólar, sobre las partidas monetarias, es la diferencia entre el costo neto en la moneda funcional al comienzo del año, ajustado por la tasa efectiva de interés y los pagos durante el año, y el costo neto en moneda extranjera convertido utilizando la tasa de cambio al final del año. Los activos y pasivos no monetarios, denominados en monedas distintas al dólar que se presentan a valor razonable, son reconvertidos a la moneda funcional utilizando la tasa de cambio a la fecha en que se determinó el valor razonable. Las ganancias o pérdidas en cambio que resultan de la conversión, se reconocen en los estados consolidados de resultados (véase la nota 5).

Estados Financieros de Filiales Domiciliadas fuera de Venezuela y de los Estados Unidos de América

Los activos y pasivos de las filiales domiciliadas fuera de Venezuela y de los Estados Unidos de América, son generalmente convertidos a dólares utilizando la tasa de cambio vigente a la fecha de los estados financieros, y los ingresos y costos utilizando la tasa de cambio promedio ponderado en vigencia durante cada año presentado. El efecto por conversión acumulado no ha sido significativo en los últimos años y es incluido en el patrimonio, como parte de las ganancias o pérdidas acumuladas. Cuando una operación extranjera es vendida, total o parcialmente, el monto del efecto por conversión asociado a dicha operación es reconocido en los estados consolidados de resultados.

(c) Instrumentos Financieros

Instrumentos Financieros no Derivados

Los instrumentos financieros no derivados consisten en efectivo y equivalentes de efectivo, efectivo restringido, créditos fiscales por recuperar, documentos y cuentas por cobrar, cuentas por cobrar a largo plazo, cuentas por pagar a proveedores, deuda a largo plazo y otros pasivos.

Los instrumentos financieros no derivados se reconocen inicialmente a su valor razonable, más cualquier costo directo de transacción, en el caso de instrumentos que se designan para ser valorados a valor razonable con variaciones reconocidas directamente en resultados.

Un instrumento financiero se reconoce cuando la Compañía se obliga o compromete con las cláusulas contractuales del mismo. Los activos financieros se reversan si los derechos contractuales de la Compañía sobre los flujos de efectivo del activo expiran o si la Compañía transfiere el activo financiero a otra entidad sin retener el control o una porción significativa de los riesgos y beneficios del activo. Las compras y ventas de activos financieros realizadas utilizando los procedimientos usuales se contabilizan a la fecha de la negociación, que generalmente es la fecha en que la Compañía se compromete a comprar o vender el activo. Los pasivos financieros se extinguen cuando la obligación contractual específica de la Compañía expira o se cancelan.

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16 (Continúa)

Véase la política para contabilizar los ingresos y gastos financieros en la nota 3-o.

Instrumentos Financieros Derivados

PDVSA utiliza instrumentos financieros derivados para reducir la exposición a los riesgos de productos básicos definidos y de tasas de interés que resultan de sus actividades operacionales y financieras. De conformidad con su política corporativa, PDVSA no emite ni mantiene en su poder instrumentos financieros derivados para fines de comercialización o especulación.

Los instrumentos financieros derivados son contabilizados inicialmente a su valor razonable; los costos atribuibles a la transacción son reconocidos en los estados consolidados de resultados cuando ocurren. Posterior al reconocimiento inicial, los instrumentos financieros derivados son medidos a su valor razonable, reconociéndose cualquier cambio en dicho valor razonable en los estados consolidados de resultados. Los efectos de los cambios en los valores razonables de los instrumentos financieros derivados durante los años 2007 y 2006, no son significativos y están incluidos en los estados consolidados de resultados en el rubro otros (ingresos) egresos, neto.

(d) Propiedades, Plantas y Equipos

Las propiedades, plantas y equipos se presentan al costo, neto de depreciación acumulada y pérdidas por deterioro (véase la nota 3-j). Se utiliza el método de contabilidad de esfuerzos exitosos para las actividades de exploración y producción de petróleo crudo y gas. Los costos de pozos de desarrollo, planta y equipos relacionados y las propiedades dedicadas a la explotación de petróleo y gas se contabilizan como parte del costo de los activos. Los costos de pozos exploratorios se contabilizan como activos hasta que se determine si resultan comercialmente viables y, en caso contrario, se cargan a los gastos de operación. Otros egresos por exploración, incluyendo los costos geológicos y geofísicos, se cargan a los gastos de operación, al incurrirse. Los costos de mantenimiento mayor o de una reparación general se capitalizan en los casos en que son identificados como un componente separado del activo al que corresponda el mantenimiento o reparación, y son depreciados en el período comprendido entre un mantenimiento y otro. Los desembolsos por mantenimiento, reparaciones y renovaciones menores efectuados para mantener las instalaciones en estado operativo normal se cargan a gastos. Las ganancias o pérdidas que surgen de los retiros o desincorporaciones de activos, se reconocen en los estados consolidados de resultados.

Los costos de las propiedades, plantas y equipos también incluyen, cuando es relevante, los montos asociados con obligaciones por retiro de activos (véase la nota 3-e).

Los costos de financiamiento de proyectos que requieren altas inversiones en períodos de construcción a largo plazo, y los incurridos por financiamiento específico de proyectos, se reconocen como parte de los activos correspondientes y se amortizan durante la vida útil estimada de esos activos.

El costo de activos construidos por cuenta propia incluye intereses por financiamientos, el costo de materiales y mano de obra directa así como cualquier otro costo directo atribuible para la puesta en operación; también incluye el costo de desmantelamiento y remoción en el lugar donde es construido.

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17 (Continúa)

Todos los desembolsos relacionados con la construcción o adquisición de propiedades, plantas y equipos durante la etapa previa a su puesta en servicio, se presentan al costo como obras en progreso. Una vez que los activos están listos para su uso, se transfieren al componente respectivo de propiedades, plantas y equipos y se comienzan a depreciar o amortizar.

Cuando partes de un activo de las propiedades, plantas y equipos poseen diferentes vidas útiles, son contabilizadas de forma separada como un componente importante del activo.

La ganancia o pérdida generada de la venta o desincorporación de un activo de las propiedades, plantas y equipos, se determina por la diferencia entre el monto recibido en la venta o desincorporación, si existe, y el valor neto en libros del activo, y es reconocida como parte de los otros (ingresos) egresos, neto en los estados consolidados de resultados.

La depreciación y amortización de los costos capitalizados a los pozos e instalaciones para la producción de petróleo crudo y gas, son determinadas según el método de unidades de producción por campo, usando como base las reservas probadas desarrolladas. Las tasas usadas se revisan anualmente, con base en un estudio de reservas y se aplican en forma retroactiva al inicio del año. Los costos capitalizados de las demás plantas y equipos se deprecian durante su vida útil estimada, principalmente, utilizando el método de línea recta, cuya vida útil promedio para las plantas y facilidades de refinación oscila entre 17 y 25 años; para las instalaciones de almacenamiento y transporte de petróleo crudo y gas entre 12 y 25 años; para las edificaciones y construcciones 20 años; para las maquinarías y equipos entre 5 y 10 años; para las unidades de transporte terrestres, marítimas y aéreas entre 3 y 20 años; para los servicios de apoyo industrial y de campamento entre 10 y 17 años; y para los activos remanentes entre 3 y 10 años. Adicionalmente, los activos adquiridos bajo arrendamiento financiero son depreciados utilizando el método de línea recta en aproximadamente 10 años, lo cual se aproxima a la vida útil promedio, siendo la propiedad de estos activos transferida al término del arrendamiento (véase la nota 26).

Los métodos de depreciación y la vida útil promedio de las propiedades, plantas y equipos se revisan para cada año presentado.

(e) Costos Asociados a Obligaciones por Retiro de Activos

PDVSA capitaliza los costos estimados asociados a obligaciones por retiro de activos destinados a las actividades de exploración y producción de petróleo crudo y gas y otras instalaciones industriales, con base en el plan de desincorporación futura de estos activos. El costo es capitalizado como parte del activo de larga duración relacionado y se amortiza con cargo a los costos operativos, durante el período de su vida útil.

Las obligaciones asociadas al retiro de activos de larga duración, se reconocen al valor razonable en la fecha cuando dicha obligación es incurrida, con base en flujos de efectivo futuros descontados. La determinación de los valores razonables se basa en las regulaciones y tecnologías existentes.

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18 (Continúa)

(f) Activos Arrendados

Los arrendamientos bajo los cuales la Compañía asume substancialmente todos los riesgos y beneficios de la propiedad, son clasificados como arrendamientos financieros. Al momento del reconocimiento inicial, el activo arrendado se valora al monto menor entre su valor razonable y el valor presente de los pagos mínimos por arrendamiento. Luego del reconocimiento inicial, el activo se contabiliza de acuerdo con las políticas contables aplicables al mismo. Los demás arrendamientos se consideran operativos; por lo tanto, estos activos arrendados no se reconocen en los balances generales consolidados (véase la nota 26).

(g) Inventarios

Los inventarios se valoran al costo o al valor neto de realización, el que sea menor. El costo de los inventarios de petróleo crudo y sus productos, se calcula utilizando el método de costo promedio. Los materiales y suministros están valorados, principalmente, al costo promedio neto de estimación para cubrir posibles pérdidas y se clasifican en dos grupos: activo no corriente y activo corriente.

El valor neto de realización es el valor estimado de venta durante el curso normal del negocio, menos los costos de terminación y gastos estimados de venta.

(h) Cuentas por Cobrar Comerciales

Las cuentas por cobrar comerciales son contabilizadas por el monto facturado y se presentan netas de la estimación para cuentas de cobro dudoso, la cual representa el monto de pérdidas que, potencialmente, se producirán en las cuentas por cobrar. La Compañía efectúa dicha estimación con base en la antigüedad de los saldos y en los resultados de la evaluación de la cartera de clientes (véanse las notas 18 y 25).

(i) Equivalentes de Efectivo

PDVSA considera como equivalentes de efectivo las colocaciones y depósitos a plazo, con vencimientos originales menores a tres meses y disponibles en base corriente que, al 31 de diciembre de 2007 y 2006, eran de aproximadamente $622 millones y $1.229 millones (Bs1.337.300 millones y Bs2.642.350 millones), respectivamente.

(j) Deterioro del Valor de los Activos

Activos Financieros

Los activos financieros son evaluados por la Compañía a la fecha de los estados financieros, para determinar si existe evidencia objetiva de deterioro. Un activo financiero está deteriorado si existe evidencia objetiva de que uno o más eventos han tenido un efecto negativo en los flujos de efectivo futuros estimados del activo.

Los activos financieros significativos son evaluados individualmente para determinar su deterioro. Los activos financieros restantes que poseen similares características de riesgo de crédito son evaluados en grupo.

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19 (Continúa)

Las pérdidas por deterioro son reconocidas en los estados consolidados de resultados. El reverso de una pérdida por deterioro ocurre sólo si este puede ser relacionado objetivamente con un evento ocurrido después de la fecha en que la pérdida por deterioro fue reconocida (véase la nota 25).

Activos no Financieros

El valor en libros de los activos no financieros, excluyendo los inventarios y el impuesto diferido, es revisado en cada fecha de los estados financieros para determinar si existe algún indicio de deterioro. Si existen tales indicios, se estima el monto recuperable del activo.

Una pérdida por deterioro se reconoce cuando el valor en libros de un activo o su unidad generadora de efectivo excede a su valor recuperable. Una unidad generadora de efectivo es el grupo de activos identificable más pequeño que genera flujos de efectivo en forma sustancialmente independiente de otros activos o grupos de activos. La recuperabilidad de los activos que son mantenidos y utilizados, se mide comparando su valor en libros contra los flujos de efectivo futuros netos y descontados, los cuales se espera que sean generados por dichos activos. Si el valor en libros de los activos excede al valor estimado de los flujos de efectivo futuros descontados, se reconoce un cargo por deterioro en los resultados del año por el monto de dicho exceso. El costo del activo correspondiente es presentado neto de este cargo por deterioro. El deterioro es determinado por la Compañía con base en las unidades generadoras de efectivo, de acuerdo con sus segmentos de negocio, ubicaciones geográficas y el uso final de la producción generada por cada una de ellas. Las pérdidas por deterioro podrían ser revertidas únicamente si la reversión está relacionada con un cambio en las estimaciones utilizadas después que la pérdida por deterioro fue reconocida (véase la nota 13).

(k) Activos Mantenidos para la Venta y Operaciones Descontinuadas

Activos Mantenidos para la Venta

Los activos no corrientes o grupo enajenable que comprende activos y pasivos, se clasifican como mantenidos para la venta si su importe en libros se recuperará a través de su venta y no a través de su uso continuado. Esta condición se considera cumplida únicamente cuando la venta es altamente probable y los activos no corrientes o grupo enajenable están disponibles para la venta inmediatamente en su estado actual, y la venta previsiblemente se completará en el plazo de un año desde la fecha de la clasificación. Inmediatamente antes de esta clasificación, los activos no corrientes o grupo enajenable son reconocidos de acuerdo con las políticas contables de la Compañía y, posteriormente, son medidos al menor valor entre el valor en libros y el valor razonable, menos el costo estimado de venta (véase la nota 10).

Cualquier pérdida por deterioro de un grupo enajenable es primero asignada a la plusvalía, y luego a los activos y pasivos restantes con base en un prorrateo, excepto en el caso que ninguna pérdida haya sido contabilizada en inventarios, activos financieros, impuestos diferidos activos, activos por beneficios a empleados, los cuales seguirán siendo reconocidos de acuerdo con las políticas contables de la Compañía. Las pérdidas por deterioro reconocidas inicialmente al ser clasificados como mantenidas para la venta, y las subsecuentes ganancias o pérdidas por cambios en el valor razonable, son reconocidas en los estados consolidados de resultados. Las ganancias generadas por cambios en el valor razonable no excederán la pérdida acumulada por deterioro previamente reconocida.

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20 (Continúa)

En la fecha de adquisición, la Compañía distribuye el costo de adquisición de entidades reconociendo los activos, pasivos y pasivos contingentes identificables de la adquirida a sus valores razonables, excepto en el caso de los activos mantenidos para la venta, que se reconocen a su valor razonable menos los costos estimados de venta. Cualquier diferencia entre el costo de adquisición y la participación de la Compañía en el valor razonable neto de los activos, pasivos y pasivos contingentes identificables, es contabilizada inicialmente reconsiderando la valoración de los activos, pasivos y pasivos contingentes identificables, así como la valoración del costo de adquisición y, posteriormente, cualquier exceso de activos netos adquiridos sobre el costo de la inversión que continúe existiendo después de la reconsideración antes mencionada, es reconocido inmediatamente en los resultados del año.

Operaciones Descontinuadas

Una operación descontinuada es un componente del negocio de la Compañía representado por un segmento operativo o área geográfica de importancia, que ha sido separada del resto de las operaciones y ha sido desincorporada o clasificada como mantenida para la venta, o una filial adquirida exclusivamente para la reventa. La clasificación como una operación descontinuada se produce cuando se retira, se vende o se ha dispuesto de ella por otra vía, o cuando la operación reúne los criterios para ser clasificada como mantenida para la venta, si esto ocurre primero. Cuando una operación es clasificada como una operación descontinuada, en el estado consolidado de resultados comparativo, es presentado, como si la operación hubiese sido descontinuada desde el inicio del año comparativo (véase la nota 10).

(l) Beneficios a los Empleados y Otros Beneficios Post-retiro

Plan de Jubilación

La obligación neta de PDVSA, con respecto a planes de beneficios de jubilación definidos por contrato, es calculada por separado para cada participante en el plan, estimando el monto del beneficio futuro que los empleados han adquirido a cambio de sus servicios durante el período actual y períodos previos; ese beneficio es descontado para determinar su valor actual y se le deduce el valor justo de mercado de los activos asociados al plan. La tasa de descuento debe reflejar el rendimiento que, a la fecha de los estados financieros consolidados, presenten instrumentos financieros emitidos por instituciones de alta calificación crediticia y que tengan fechas de vencimiento cercanas a los plazos en que deben ser pagadas dichas obligaciones. El cálculo es realizado anualmente por un actuario independiente usando el método de crédito por unidad proyectada.

Las mejoras en los beneficios del plan, relacionadas con costos de servicios pasados, son reconocidas como un gasto en los estados consolidados de resultados sobre la base del período estimado que, en promedio, transcurrirá hasta el momento en que los beneficios sean un derecho adquirido. En la medida en que dichos beneficios sean un derecho adquirido irrevocable después de su aprobación, el gasto es reconocido, de manera inmediata, en los estados consolidados de resultados.

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21 (Continúa)

La Compañía contabiliza como ingreso o como gasto una porción correspondiente al importe de sus ganancias o pérdidas actuariales no reconocidas, que exceda 10% al mayor de los siguientes montos: a) el valor presente de las obligaciones por beneficios definidos en esa fecha; y b) el valor razonable de los activos del plan en esa fecha. El monto resultante es dividido entre la vida laboral restante promedio de los trabajadores que participan en el plan. Estos límites son calculados y aplican por separado para cada uno de los planes de beneficios definidos.

Indemnizaciones Laborales Las indemnizaciones por terminación de la relación laboral de los trabajadores en Venezuela se reconocen cuando se causan, de acuerdo con la legislación laboral y con los contratos colectivos vigentes. La mayor parte de las indemnizaciones han sido depositadas en cuentas de fideicomiso a favor de los trabajadores.

El 11 de octubre de 2007, PDVSA suscribió una Convención Colectiva de Trabajo con vigencia hasta el año 2009, con la cual se introducen mejoras salariales y beneficios sociales a los trabajadores de la nómina contractual en Venezuela. Las obligaciones resultantes de la aplicación de esta Convención Colectiva están vigentes desde noviembre de 2007.

Beneficios a Corto Plazo

Las obligaciones por beneficios a corto plazo, como bonificaciones de los empleados, vacaciones y otros beneficios son contabilizadas como gastos en la medida que el servicio relacionado es provisto por el trabajador.

Beneficios Post-retiro Diferentes a Jubilación

La obligación neta con respecto a otros beneficios post-retiro diferentes a jubilación, definidos por contrato, es el monto de beneficios futuros que los trabajadores hayan ganado a cambio de sus servicios durante el período actual y los períodos previos. Estos beneficios incluyen planes de salud y odontológicos, seguro funerario y tarjeta de banda electrónica para alimentación. La obligación se calcula utilizando el método de crédito por unidad proyectada, se descuenta para reflejar su valor actual y se le deduce el valor justo de los activos relacionados, si los hubiere. La tasa de descuento debe reflejar el rendimiento que, a la fecha de los estados financieros consolidados, presenten instrumentos financieros emitidos por instituciones de alta calificación crediticia y que tengan fechas de vencimiento cercanas a los plazos en que deben ser pagadas dichas obligaciones.

Los costos de servicios pasados y las ganancias o pérdidas actuariales se reconocen usando la misma metodología del plan de jubilación definido por contrato.

(m) Provisiones

Una provisión se reconoce si, como resultado de un evento pasado, la Compañía ha incurrido en una obligación legal o formal que se pueda estimar de manera confiable, y sea probable que se requiera el desembolso de beneficios económicos para pagar la obligación.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

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22 (Continúa)

En concordancia con la política ambiental establecida por PDVSA y las normativas legales aplicables, se reconoce un pasivo cuando los costos son probables y pueden ser razonablemente estimados. Los desembolsos relacionados con la conservación del ambiente, que están vinculados con ingresos por operaciones actuales o futuras, son contabilizados como gastos o activos, según correspondan. Los desembolsos relacionados con operaciones del pasado, que no contribuyan a la obtención de ingresos corrientes o futuros, son cargados a gastos. La creación de estas provisiones coincide con la identificación de una obligación relacionada con remediación ambiental, para la cual PDVSA tiene información adecuada para determinar un estimado razonable del respectivo costo. Los ajustes subsiguientes a los estimados, de ser necesarios, se efectúan al obtener información adicional.

(n) Reconocimiento de Ingresos

Los ingresos provenientes de ventas de petróleo crudo, gas natural, productos refinados y otros, de las filiales en Venezuela y en el exterior, se reconocen en los estados consolidados de resultados cuando los riesgos y los derechos significativos derivados de la propiedad han sido transferidos al comprador, la recuperación de la respectiva cuenta por cobrar es probable, existe suficiente evidencia de un acuerdo de venta y los precios han sido fijados o son determinables. En su mayoría, esas transferencias están regidas por los términos de entrega estipulados en los contratos con los clientes. En el caso de los ingresos provenientes de actividades distintas al negocio principal de la Compañía, éstos se reconocen cuando el ingreso ha sido realizado. No se reconocen ingresos si existe incertidumbre significativa en cuanto a la recuperación de la obligación adquirida por el comprador.

(o) Ingresos y Gastos Financieros

Los ingresos financieros comprenden principalmente intereses ganados sobre fondos invertidos, ganancia por la venta de activos financieros mantenidos para la venta y cambios en el valor razonable de los activos financieros, los cuales se incluyen en los otros (ingresos) egresos, neto en los estados consolidados de resultados.

Los gastos financieros relacionados con pérdidas por deterioro y cambios en el valor razonable de los activos financieros, se incluyen en los otros (ingresos) egresos, neto en los estados consolidados de resultados. Los gastos financieros por intereses de obligaciones financieras se presentan en los gastos de financiamiento en los estados consolidados de resultados.

(p) Impuesto sobre la Renta

El gasto de impuesto sobre la renta comprende el impuesto corriente y el impuesto diferido. El gasto de impuesto sobre la renta se reconoce en los resultados de cada año, excepto cuando se refiere a partidas que deben reconocerse directamente en el patrimonio.

El impuesto corriente es el impuesto por pagar esperado, calculado sobre la ganancia gravable del año utilizando la metodología establecida por la legislación vigente, las tasas de impuesto vigentes a la fecha del balance general y cualquier ajuste al impuesto por pagar de años anteriores.

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23 (Continúa)

El impuesto sobre la renta diferido se contabiliza utilizando el método de balance general. Los activos y pasivos diferidos se reconocen por las consecuencias fiscales futuras atribuibles a diferencias entre los montos de los activos y pasivos presentados en el balance general y su correspondiente base fiscal, así como por las pérdidas de operación y créditos fiscales trasladables a períodos futuros. El valor de los activos y pasivos diferidos se determina utilizando las tasas de impuestos que se espera serán aplicables a la ganancia gravable en el año en que las diferencias temporales serán recuperadas o canceladas, según la legislación vigente. El efecto sobre los activos y pasivos diferidos por cambios en las tasas de impuesto se reconoce en los resultados del año en que inician su vigencia.

Un impuesto diferido activo se reconoce solamente hasta el monto que es probable que estén disponibles ganancias gravables futuras sobre las cuales compensarlo. Los impuestos diferidos activos son revisados a la fecha de presentación de los estados financieros consolidados y se reversan en la medida que se reduce la probabilidad de que el beneficio fiscal relacionado pueda realizarse.

El impuesto sobre la renta relacionado con la distribución de dividendos, determinado con base en las disposiciones legales de cada jurisdicción fiscal, es reconocido como un pasivo cuando se genera la obligación del pago de dichos dividendos.

(q) Información por Zona Geográfica y Segmentos de Operación

Un segmento es un componente identificable de PDVSA que se dedica a proveer productos o servicios (segmento operativo), o que se dedica a proveer productos o servicios dentro de un entorno económico particular (segmento geográfico), que está sujeto a riesgos y beneficios específicos y diferentes de otros segmentos.

PDVSA ha determinado que sus segmentos de negocios son aquellos basados en la metodología que utiliza la gerencia para sus informes internos. PDVSA identifica tales segmentos con base en sus unidades de negocios y geográficamente. Los segmentos operativos de PDVSA incluyen las actividades de exploración y producción de petróleo crudo (aguas arriba); refinación, comercio y suministro (aguas abajo); y gas (véase la nota 8).

La ganancia operativa, los activos y los pasivos por segmento, incluyen transacciones y saldos directamente atribuibles al segmento, así como aquellos que pueden ser distribuidos sobre una base razonable. Las transacciones y saldos no distribuidos comprenden, principalmente, la deuda a largo plazo, arrendamientos financieros y los gastos financieros relacionados, el impuesto sobre la renta diferido, y el impuesto sobre la renta por pagar.

Los desembolsos netos para inversiones incluyen los costos netos totales incurridos durante el año para adquirir propiedades, plantas y equipos.

(r) Convenios Operativos

Los convenios operativos de la primera, segunda y tercera ronda, firmados por PDVSA con empresas nacionales e internacionales en los años 1992, 1993 y 1997, respectivamente, estuvieron vigentes hasta el 31 de marzo de 2006. A partir de esa fecha las actividades que llevaban a cabo esos convenios operativos fueron asumidas por empresas mixtas creadas con una participación mayoritaria de PDVSA (véase la nota 9-b).

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24 (Continúa)

Hasta el 31 de marzo de 2006, los saldos correspondientes a las operaciones relacionadas con los convenios operativos se controlaron mediante cuentas de orden, debido a que los respectivos pagos estaban sujetos al cumplimiento de ciertas variables y condiciones establecidas en los contratos. En dichas cuentas de orden se contabilizaban las propiedades, plantas y equipos, depreciación, y los costos y gastos no capitalizables relacionados con los referidos convenios. En estos convenios operativos estaban previstos pagos periódicos por honorarios de operación y de capital, o estipendio, con base en la producción de petróleo crudo y sujeto a ciertas limitaciones. Los montos reconocidos por honorarios y estipendios eran contabilizados como parte de los gastos de operación.

(s) Investigación y Desarrollo

El gasto en actividades de investigación efectuado para obtener nuevos conocimientos científicos o tecnológicos, es reconocido como gasto de operación en los estados consolidados de resultados cuando se incurre. Durante los años 2007 y 2006, los montos cargados a gastos por este concepto fueron de $188 millones y $126 millones (Bs404.200 millones y Bs270.900 millones), respectivamente.

Las actividades de desarrollo involucran un plan o diseño para la producción de nuevos productos y procesos, sustancialmente mejorados. El desembolso en desarrollo se capitaliza sólo si los costos pueden estimarse con fiabilidad, el producto o proceso sea viable técnica y comercialmente, sea posible obtener beneficios económicos a futuro y la Compañía pretenda y posea suficientes recursos para completar el desarrollo y para usar o vender el activo. El desembolso capitalizado incluye el costo de los materiales, mano de obra y gastos generales que son directamente atribuibles a la preparación del activo para su uso. Otros gastos en desarrollo son reconocidos en los resultados cuando se incurren en ellos. El desembolso en desarrollo capitalizado es medido al costo menos la amortización acumulada y las pérdidas por deterioro acumuladas.

(t) Aportes para el Desarrollo Social

Corresponde a los aportes para los programas y proyectos sociales, a través de los cuales PDVSA participa en el desarrollo social e integral del país (véanse las notas 1, 15, 16 y 28). La mayor parte de estos aportes son reconocidos directamente como gastos en el momento que se efectúan los desembolsos.

(u) Pronunciamientos Contables Recientemente Emitidos

Varias normas nuevas y enmiendas e interpretaciones a las normas actuales aún no están vigentes para el año terminado el 31 de diciembre de 2007, y no se han aplicado en la preparación de estos estados financieros consolidados. Las más importantes para PDVSA son las siguientes:

En noviembre de 2006, la IASB emitió la Norma Internacional de Información Financiera Nº 8 (NIIF 8) Operaciones por Segmento. Esta norma estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero 2009. La NIIF 8 introduce el “enfoque de la administración” para la información financiera por segmentos y requerirá la revelación de segmentos de operación con base en los reportes internos revisados periódicamente por los ejecutivos o diferentes comités encargados de la toma de decisiones operativas de la Compañía para evaluar cada información del segmento.

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25 (Continúa)

La Compañía completó el análisis de esta norma y determinó que no tendrá efectos significativos sobre sus estados financieros consolidados.

En marzo de 2007, la IASB emitió la Norma Internacional de Contabilidad Nº 23 revisadaCostos de Financiamiento (NIC 23), que elimina la opción de reconocer en los resultados los costos de financiamiento y requiere capitalizar estos costos, directamente atribuibles a la adquisición, construcción o producción de un activo calificado, como costo de ese activo. Esta norma estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero de 2009.

La Compañía completó el análisis de esta norma y determinó que no tendrá efectos significativos sobre sus estados financieros consolidados.

En julio de 2007, la IASB emitió la Interpretación Nº 14 (CINIIF 14) - NIC 19 El Límite sobre un Activo por Beneficio Definido, Requerimientos Mínimos de Fondos y la Interacción Entre Éstos, que aclara cuando los reembolsos o reducciones en futuras contribuciones relacionadas con un activo por beneficio definido, serán considerados como disponibles y, adicionalmente, provee una guía sobre el impacto de los requerimientos mínimos de financiamiento de tales activos. Asimismo, aclara cuando un requerimiento mínimo de financiamiento debería originar un pasivo. Esta interpretación estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero de 2008.

PDVSA está evaluando esta norma y, aún no ha determinado el posible efecto sobre sus estados financieros consolidados.

En septiembre de 2007, la IASB emitió la Norma Internacional de Contabilidad Nº 1 revisada (NIC 1) Presentación de Estados Financieros, la cual introduce un estado de ganancia no realizada por operaciones con el accionista, con el objeto de mejorar la capacidad de análisis y comparabilidad de la información suministrada por los estados financieros. Esta norma estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero de 2009.

PDVSA está evaluando esta norma y, aún no ha determinado el posible efecto sobre sus estados financieros consolidados.

(v) Pronunciamientos Contables Adoptados Recientemente

Durante el año 2007, entraron en vigencia las siguientes normas e interpretaciones:

La NIIF 7 Instrumentos Financieros: Revelaciones y la enmienda a la NIC 1 Presentación de Estados Financieros: Revelaciones sobre Capital, requieren revelaciones detalladas sobre la relevancia de los instrumentos financieros para la situación financiera de una entidad y su desempeño, tanto revelaciones cualitativas como cuantitativas sobre la naturaleza y alcance de los riesgos asociados. Véanse las notas 3-c y 25.

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26 (Continúa)

La Interpretación Nº 9 (CINIIF 9) Revaluación de Instrumentos Derivados Implícitos, requiere que una entidad valore un instrumento financiero derivado implícito separándolo del contrato principal, y contabilizarlo como un derivado desde el momento en que la entidad suscribió dicho contrato. La revaluación subsecuente es prohibida a menos que se produzca un cambio en los términos originales del contrato.

La Interpretación Nº 10 (CINIIF 10) Información Financiera Intermedia y Deterioro, aclaraque una entidad no debe revertir las pérdidas por deterioro reconocidas en un período interino previo con respecto a la plusvalía o a la inversión de cualquier activo financiero registrado al costo.

Las políticas de contabilidad de la Compañía se han revisado y modificado, en los casos necesarios, para adoptar los requerimientos establecidos en estas nuevas normas o interpretaciones. La adopción de estas normas e interpretaciones no tuvo efectos significativos en los estados financieros consolidados de PDVSA.

(4) Convenio Cambiario con el Banco Central de Venezuela (BCV)

El 22 de marzo de 2007 se publicó en la Gaceta Oficial Nº 38.650 el Convenio Cambiario Nº 9, el cual estableció que PDVSA podrá adquirir divisas directamente ante el BCV para la reposición, hasta el monto autorizado, de los fondos colocados en el exterior de acuerdo con lo establecido en el Artículo Nº 113 de la Ley del BCV. Con base en este Convenio, el 8 de febrero de 2007, el Directorio del BCV autorizó a PDVSA a mantener un fondo especial hasta la cantidad de $3.500 millones, para atender las necesidades asociadas con el Plan Siembra Petrolera 2007 - 2013.

Con base en la Ley del BCV y en el convenio cambiario Nº 9, el 2 de marzo de 2006 el Directorio del BCV autorizó a PDVSA incrementar el fondo rotatorio hasta $2.000 millones, para garantizar sus pagos operativos y de inversión.

De acuerdo con la Reforma a la Ley del BCV, vigente desde el 20 de julio de 2005, PDVSA sólo está obligada a vender al BCV los ingresos en moneda extranjera necesarios para satisfacer sus obligaciones en moneda local. Los montos restantes en moneda extranjera, pueden ser mantenidos por PDVSA para satisfacer las obligaciones e inversiones en moneda extranjera. Cualquier monto en exceso a lo descrito anteriormente, debe ser transferido por PDVSA al Fondo de Desarrollo Nacional (FONDEN), ente creado por el Ejecutivo Nacional el 8 de septiembre de 2005, con el objetivo de apoyar los proyectos sociales de inversión real productiva, educación, salud, atención a situaciones especiales, y mejoramiento del perfil y saldo de la deuda pública externa (véase la nota 28).

El 21 de noviembre de 2005, el Ejecutivo Nacional y el BCV suscribieron el Convenio Cambiario Nº 9, el cual establece el destino de las divisas recibidas por concepto de exportaciones de hidrocarburos, incluidos los hidrocarburos gaseosos y otros, las cuales serán de venta obligatoria al BCV, excepto las destinadas a las actividades realizadas por PDVSA de conformidad con lo establecido en la reforma a la Ley del BCV, mencionada anteriormente. Dicho convenio indica que PDVSA y sus filiales no podrán mantener fondos en divisas dentro del Territorio Nacional por más de 48 horas, y establece las condiciones para el uso de los fondos por parte de PDVSA y la información mensual que deberá ser presentada al BCV, relacionada con los flujos en divisas generados por sus actividades, sus posiciones activas y pasivas en moneda extranjera, y la información detallada de los pagos efectuados por PDVSA en el exterior.

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27 (Continúa)

El 1° de marzo de 2005, el Ejecutivo Nacional y el BCV modificaron el convenio cambiario Nº 2 del 6 de febrero de 2004, fijando los tipos de cambio para la venta y para la compra de divisas en Bs2.150,00 y Bs2.144,60 por $1, respectivamente.

(5) Transacciones y Saldos en Monedas Distintas al Dólar

PDVSA tiene los siguientes activos y pasivos monetarios denominados en monedas distintas al dólar, los cuales se convierten a dólares a la tasa de cambio vigente a la fecha del balance general (en millones):

31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Dólares Bolívares

Activos monetarios:Bolívares 12.619 11.056 27.130.850 23.770.400Euros 502 452 1.079.300 971.800Otras monedas 5 15 10.750 32.250

13.126 11.523 28.220.900 24.774.450

Pasivos monetarios:Bolívares 18.942 12.591 40.725.300 27.070.650Yenes 213 249 457.950 535.350Euros 3 3 6.450 6.450Otras monedas 35 42 75.250 90.300

19.193 12.885 41.264.950 27.702.750Posición monetaria neta pasiva (6.067) (1.362) (13.044.050) (2.928.300)

A continuación se indican las tasas de cambio con respecto al dólar al cierre contable, las tasas de cambio promedio anuales y en los Índices de Precios al Consumidor (IPC), publicados por el BCV:

31 de diciembre de2007 2006

Tasas de cambio del dólar al cierre contable (Bs/$1) 2.150 2.150 Tasas de cambio promedio anuales del dólar (Bs/$1) 2.150 2.150 Incrementos interanuales en el IPC (%) 22 17

(6) Determinación de los Valores Razonables

Algunas de las políticas y revelaciones contables de la Compañía, requieren la determinación de los valores razonables para los activos y pasivos, tanto financieros como no financieros. Los valores razonables han sido estimados para propósito de valoración y/o revelación utilizando la información disponible en el mercado y siguiendo métodos de valuación apropiados. Información adicional sobre la estimación del valor razonable de activos y pasivos está revelada en las notas específicas a los estados financieros consolidados.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

28 (Continúa)

El valor razonable de las propiedades, plantas y equipos reconocido como consecuencia de una adquisición de negocios se basa fundamentalmente en el valor de mercado y otros métodos de valuación apropiados. El valor de mercado del activo corresponde al monto estimado por el que éste podría intercambiarse a la fecha de valuación entre un comprador y un vendedor dispuestos en una transacción en condiciones de independencia mutua, posterior a una adecuada negociación en la que ambas partes han actuado con conocimiento, prudencia y sin obligación.

El valor razonable de los créditos fiscales por recuperar, cuentas por cobrar a largo plazo y otros activos y pasivos, se determina descontando el valor en libros, según recuperaciones y pagos estimados a futuro, utilizando tasas de interés aplicables en el mercado monetario.

El efectivo restringido mayormente genera intereses a tasas variables de mercado y el valor en libros se aproxima al valor razonable.

Los saldos en libros del efectivo y sus equivalentes, documentos y cuentas por cobrar, gastos pagados por anticipado y otros activos y cuentas por pagar a proveedores; se aproximan a su valor razonable debido al corto plazo de estos instrumentos.

El valor razonable de los instrumentos derivados se basa en el monto estimado que la Compañía recibiría o pagaría por terminar los acuerdos, considerando los precios actuales de los productos, las tasas de interés y el nivel crediticio de las partes involucradas.

El valor razonable de la deuda a largo plazo al 31 de diciembre del 2007 y 2006, el cual es calculado únicamente para propósitos de revelación, se basa en las tasas de interés, disponibles actualmente para PDVSA para la emisión de deuda con vencimientos y términos similares y en cotizaciones suministradas por los corredores de bolsa, las cuales contemplan riesgo crediticio.

El valor razonable de las obligaciones financieras no derivadas, el cual es determinado para propósitos de revelación, es calculado con base en el valor presente de los flujos futuros de interés y capital y descontados a la tasa de interés de mercado a la fecha de los estados financieros consolidados. Para los arrendamientos financieros la tasa de interés de mercado es determinada tomando como referencia contratos de arrendamiento financieros similares

(7) Administración de Riesgos Financieros

PDVSA está expuesta a los siguientes riesgos relacionados con el uso de instrumentos financieros:

Riesgo de crédito

Riesgo de liquidez

Riesgo de mercado.

Esta nota presenta información respecto a la exposición de PDVSA a cada uno de los riesgos mencionados, los objetivos de la Compañía, las políticas y los procedimientos para medir y administrar el riesgo, y la administración del capital. Los estados financieros consolidados incluyen más revelaciones cuantitativas (véase la nota 25).

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

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29 (Continúa)

La Junta Directiva de PDVSA es responsable por establecer y supervisar el marco de administración de riesgos de la Compañía. En los procesos de planificación estratégica y presupuestaria se estima el efecto de los riesgos del negocio con el objeto de tener una visión integral de su impacto en la Compañía.

Las políticas de administración de riesgos son establecidas con el objeto de identificar y analizar los riesgos enfrentados por la Compañía, fijar límites y controles de riesgo adecuados, y para monitorear los riesgos y el cumplimiento de los límites. Se revisan regularmente las políticas y los sistemas de administración de riesgos a fin de que reflejen los cambios en las condiciones de mercado y en las actividades de la Compañía.

(a) Riesgo de crédito

Es el riesgo de pérdida financiera que enfrenta la Compañía si un cliente o contraparte en un instrumento financiero no cumple con sus obligaciones contractuales, y se origina principalmente por el efectivo y equivalentes de efectivo, y las cuentas por cobrar provenientes de los deudores por ventas. Con el objeto de mitigar el riesgo de crédito, los equivalentes de efectivo están representados por instrumentos de alta calidad que son colocados en diversas instituciones. Asimismo, los documentos y cuentas por cobrar están distribuidos en una amplia y confiable cartera de clientes a nivel mundial y, periódicamente, se evalúa la condición financiera de los mismos. Producto de esta evaluación se reconoce en los estados financieros una estimación para cuentas de cobro dudoso (véanse las notas 18 y 25).

(b) Riesgo de liquidez

Es el riesgo de que la Compañía no pueda cumplir con sus obligaciones financieras a medida que vencen. El enfoque de PDVSA para administrar la liquidez es asegurar, en la mayor medida posible, que siempre contará con la liquidez suficiente para cumplir con sus obligaciones cuando vencen, tanto en condiciones normales como de tensión, sin incurrir en pérdidas inaceptables o arriesgar la reputación de la Compañía.

La Compañía se asegura de contar con suficiente efectivo a la vista para solventar los gastos operacionales esperados durante un período de 90 días, incluyendo el pago de obligaciones financieras; esto excluye el posible impacto de circunstancias extremas que no pueden predecirse razonablemente, como los desastres naturales. Además, PDVSA mantiene facilidades de crédito, cuyo saldo no utilizado no devenga gastos financieros (véanse las notas 21 y 25).

(c) Riesgo de mercado

Es el riesgo de que cambios en los precios de mercado, entre ellos las tasas de cambio, tasas de interés o precios de venta, afecten los ingresos de PDVSA o el valor de los instrumentos financieros que mantiene.

Las actividades de la Compañía, las condiciones financieras y los resultados de operación están en función de los volúmenes de exportación y de los precios de petróleo crudo y sus productos. Estos precios son cíclicos y tienden a ser inestables, por lo que el riesgo primario de este negocio es la volatilidad de los precios de petróleo crudo y sus productos.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

30 (Continúa)

PDVSA monitorea constantemente las condiciones de mercado para asegurar la colocación de su producción de petróleo crudo y sus productos de la manera más óptima posible. Adicionalmente, la República Bolivariana de Venezuela es miembro de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), a través de la cual se suscriben acuerdos en la búsqueda de precios estables para el petróleo crudo y sus productos (véase la nota 27).

(8) Información por Zonas Geográficas y Segmentos de Operaciones

Las ventas entre segmentos consisten, básicamente, en ventas de petróleo crudo y gas natural y son realizadas al precio aproximado del mercado.

PDVSA evalúa el desempeño de sus segmentos con base en las ventas netas, la ganancia operativa (ventas de petróleo crudo y sus productos, menos los costos y gastos excepto los gastos de financiamiento), los desembolsos netos para inversiones y las propiedades, plantas y equipos.

(a) Segmentos de Negocios

La Compañía tiene los siguientes principales segmentos de negocios:

Las actividades de exploración y producción incluyen el proceso de búsqueda de reservas de petróleo crudo y gas asociado y mejoramiento de crudos extrapesados; así como también, el manejo del petróleo crudo y gas asociado hasta las refinerías y plantas de fraccionamiento.

Las actividades de refinación, comercio y suministro en Venezuela incluyen el manejo de las refinerías, comercialización, mercadeo y transporte del petróleo crudo y productos refinados, bajo la marca PDV. Las actividades de refinación, comercio y suministro en los Estados Unidos de América representan la administración de las refinerías y el mercadeo de gasolina y productos refinados del petróleo crudo, principalmente en las regiones este y medio oeste de ese país, bajo la marca CITGO.

La actividad de gas incluye el manejo de las plantas procesadoras de gas, el mejoramiento, comercialización de gas natural y líquido, tanto industrial como doméstico, así como también el transporte, distribución, colocación y venta del mismo.

(b) Segmentos Geográficos

Las actividades de exploración y producción de petróleo crudo y gas se realizan únicamente en Venezuela. Las actividades de refinación, suministro y comercio se focalizan principalmente en Venezuela y en los Estados Unidos de América.

El renglón otros, incluye partidas corporativas y los resultados de otras operaciones poco significativas en Venezuela, Europa y el Caribe.

Al presentar información por segmento geográfico, los ingresos y los activos por segmentos se basan en la ubicación geográfica de los activos.

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6.97

7

4.56

6

372

758

52.4

36

42

.503

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14.9

93

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107.

672

80

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16.0

90

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01

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2.

653

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990

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23.8

49

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s Est

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-

-

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3.

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-

-

-

-

3.18

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457

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251

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19

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23.0

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775

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51.6

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27

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Ref

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3)co

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2007

2006

2007

2006

2007

2006

2007

2006

2007

2006

2007

2006

2007

2006

2007

2006

2007

2006

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-

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-

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-

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-

-

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-

-

-

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-

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-

-

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1.43

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-

-

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1.43

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102)

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-

(14.

102)

(13.

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-

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-

-

2.

847

1.

071

-

-

2.

847

1.

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Ingr

esos

, net

o si

n sa

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no

dist

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51)

(1

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-

-

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l ing

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s sin

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)

-

-

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s.(2

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as y

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32

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Bol

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ión

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Gas

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2007

2006

2007

2006

2007

2006

2007

2006

2007

2006

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,pl

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16

Act

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no c

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2007

2006

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34

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)

Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

35 (Continúa)

La información financiera relativa de los segmentos geográficos de la Compañía se indica en la siguiente tabla (en millones):

Estados Estados

Unidos Otros Unidos Otros

Venezuela de América países Total Venezuela de América países Total

Dólares Bolívares

31 de diciembre del 2007 -

Ventas netas (1) 46.632 38.014 11.596 96.242 100.259.360 81.730.100 24.931.325 206.920.785Activos de larga vida (2) 47.526 4.578 332 52.436 102.165.414 9.842.700 713.800 112.721.914

31 de diciembre del 2006 -

Ventas netas (1) 51.157 47.742 353 99.252 109.987.550 102.645.300 758.106 213.390.956Activos de larga vida (2) 36.873 4.572 1.058 42.503 79.504.516 9.829.800 2.274.700 91.609.016

(1) Basado en el país en donde se originó la venta.

(2) Basado en la localización del activo.

(9) Asociaciones con Terceros

PDVSA ha suscrito asociaciones con terceros y acuerdos de cooperación energética con otros países. A continuación, se indican los más importantes:

(a) Asociaciones para el Desarrollo de Reservas de Petróleo Crudo Extrapesado en la Faja Petrolífera del Orinoco

Entre los años 1993 y 1999, el Congreso Nacional (ahora Asamblea Nacional) aprobó varios convenios de asociación para la explotación, mejoramiento y comercialización de crudos extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco. El objetivo de estas asociaciones era ejecutar las actividades verticalmente integradas necesarias para la explotación, desarrollo, producción, mezcla y transporte de crudo extrapesado, proveniente de las áreas de Junín (antes Zuata), Carabobo (antes Cerro Negro) y Ayacucho (antes Hamaca) de la Faja Petrolífera del Orinoco y, luego de su proceso por las plantas de mejoramiento, producir crudos mejorados que se comercializan en el mercado internacional.

Los desembolsos requeridos por estas asociaciones, para el desarrollo y conclusión de los proyectos, fueron cubiertos mediante el aporte de capital de PDVSA, de los otros inversionistas, de fondos obtenidos vía financiamiento y de ingresos provenientes de la producción durante el período de desarrollo.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

36 (Continúa)

En el marco de la política de “Plena Soberanía Petrolera” y con la finalidad de poner fin al proceso de privatización de la industria petrolera venezolana, iniciado durante la década de los años 90, el 26 de febrero de 2007 el Gobierno de la República Bolivariana de Venezuela dictó el Decreto Nº 5.200, con Rango, Valor y Fuerza de Ley de Migración a Empresas Mixtas de los Convenios de Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco; así como también de los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas, de acuerdo con el cual las asociaciones denominadas Petrolera Zuata, Petrozuata C.A. (Petrozuata), Sincrudos de Oriente, S.A. (Sincor), Petrolera Cerro Negro, S.A. (Cerro Negro) y Petrolera Hamaca, C.A. (Hamaca) deben trasformarse en empresas mixtas, en las cuales la filial CVP, o alguna otra filial de PDVSA que se designe, mantendrá no menos de 60% de participación accionaria, en concordancia con lo establecido en la Ley Orgánica de Hidrocarburos.

A estos efectos, se constituyeron comisiones de transición para cada uno de los convenios antes referidos, las cuales se incorporaron a sus Juntas Directivas, con el fin de garantizar la transferencia de control de todas sus actividades a las nuevas empresas mixtas. Asimismo, este Decreto Ley concedió a los socios de los convenios un plazo de cuatro meses contado a partir de la fecha de su publicación, para acordar los términos y condiciones de su posible participación en las nuevas empresas mixtas; así como también, un plazo adicional para someter términos y condiciones a la Asamblea Nacional, con la finalidad de solicitar su autorización, de conformidad con lo establecido en la Ley Orgánica de Hidrocarburos. Transcurrido el plazo, sin que se hubiera logrado acuerdo para la constitución y funcionamiento de las empresas mixtas, la República Bolivariana de Venezuela, a través de PDVSA, asumirá directamente las actividades ejercidas por los diferentes convenios, para preservar su continuidad en razón de su carácter de utilidad pública e interés social.

El 26 de junio de 2007, PDVSA firmó los memorandos de entendimiento con las empresas transnacionales, socias de los referidos convenios, excepto con ConocoPhillips en Petrozuata y ExxonMobil en Cerro Negro, con los cuales no se alcanzó acuerdos por lo que PDVSA asumió las actividades de estos convenios. Estos memorandos de entendimiento definen la participación accionaria en las empresas mixtas a constituirse y que serán sometidas ante la Asamblea Nacional, como lo establece la Ley Orgánica de Hidrocarburos.

En la Gaceta Oficial Nº 38.785, del 8 de octubre de 2007, se publicó la Ley sobre los Efectos del Proceso de Migración a Empresas Mixtas de los Convenios de Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco; así como de los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas, la cual establece la extinción del tiempo para que la parte privada alcance acuerdos de constitución de empresas mixtas, y en los casos en que no haya acuerdo, PDVSA o una de sus filiales asumirá las actividades de operación. En tal sentido, PDVSA recibió del Ejecutivo Nacional los activos netos de

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

37 (Continúa)

los socios que decidieron no migrar a empresas mixtas, reconociendo en esta transacción un pasivo neto al 31 de diciembre de 2007, con la República Bolivariana de Venezuela por $1.706 millones (Bs3.666.259 millones), el cual comprende los siguientes saldos:

Dólares - Petrozuata Cerro Negro Hamaca Total

(en millones)

Cuentas por pagar a entidades relacionadas (véase la nota 23) -valor neto de los activos recibidos 795 344 1.345 2.484

Documentos y cuentas por cobrar -Empresas y entidades relacionadas (véase la nota 18)

correspondiente principalmente al pago efectuado por PDVSA a distintos acreedores, por obligaciones financieraspara liberar restricciones de los contratos de préstamos - (316) (462) (778)

795 28 883 1.706

Bolívares - Petrozuata Cerro Negro Hamaca Total

(en millones)

Cuentas por pagar a entidades relacionadas (véase la nota 23) -valor neto de los activos recibidos 1.705.524 737.988 2.885.447 5.328.959

Documentos y cuentas por cobrar -Empresas y entidades relacionadas (véase la nota 18)correspondiente principalmente al pago efectuado por PDVSA a distintos acreedores, por obligaciones financieras para liberar restricciones de los contratos de préstamos - (679.400) (993.300) (1.672.700)

1.705.524 58.588 1.892.147 3.656.259

En esta misma Ley se indica que los Convenios de Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco y de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas, quedarán extinguidos en la fecha de publicación del decreto que transfiere el derecho a ejercer las actividades primarias a las empresas mixtas, constituidas de acuerdo con el Decreto Nº 5.200. Los convenios de asociación continuarán sus actividades de manera similar conjuntamente con los socios que decidieron migrar a empresas mixtas hasta la publicación de los referidos decretos de transferencia. Al 31 de diciembre de 2007, no se había publicado ninguno de los decretos de transferencia. Véase la nota 33-a.

En la Gaceta Oficial Nº 38.801, del 1 de noviembre de 2007, la Asamblea Nacional aprobó la creación de las siguientes empresas mixtas:

Participación de PDVSA

Empresa mixta (%) Área ó Convenio Socios de CVP

Petromonagas, S.A. 83,33 Cerro Negro Veba Oil & Gas Cerro Negro GmbHPetrocedeño, S.A. 60,00 Sincor Statoil Sincor ASPetropiar, S.A. 70,00 Hamaca Chevron Orinoco Holdings B.V.

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)

Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

)aúnitnoC(83

Producto del proceso de Migración a Empresas Mixtas de los Convenios de Asociación de la FajaPetrolífera del Orinoco y de la Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas,ExxonMobil promovió arbitrajes y medidas cautelares en contra de PDVSA. Véase la nota 27.

A continuación, se presentan algunos detalles relacionados con estos convenios de asociación:

Al 31 de diciembre de 2007:

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Al 31 de diciembre de 2006:

Convenio de ParticipaciónsoicoS)%(ASVDPednóicaicosa

spillihPoconoC09,94atauzorteP)PB(muelortePhsitirB-liboMnoxxE76,14orgeNorreC

liotatS-aniFlatoT00,83rocniSHamaca 30,00 ChevronTexaco - ConocoPhillips

En el período de tres meses terminado el 31 de diciembre de 2007, Petrozuata aportó utilidades por$289 millones (Bs621.350 millones). Si la consolidación hubiera ocurrido desde el 1° de enero de2007, la gerencia estima que los ingresos consolidados y la ganancia neta consolidada del año 2007,hubiesen ascendido a $97.461 millones (Bs209.541.635 millones) y $6.396 millones (Bs13.760.399millones), respectivamente.

Un resumen de los estados financieros combinados de los convenios de asociación Cerro Negro,Sincor y Hamaca, es el siguiente (en millones):

31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Dólares Bolívares

Situación financiera:Activo no corriente 10.199 10.042 21.927.850 21.590.300

403.3etneirrocovitcA 1.330 7.103.600 2.859.500Pasivo no corriente (1.876) (2.071) (4.033.400) (4.452.650)

64.1(etneirrocovisaP 5) (1.023) (3.149.750) (2.199.450)Patrimonio neto 10.162 8.278 21.848.300 17.797.700

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

39 (Continúa)

Años terminados 31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Dólares Bolívares

Resultado de operaciones:Ventas 7.396 5.877 15.901.400 12.635.550Costos y gastos (4.117) (2.744) (8.851.550) (5.899.600)Ganancia operativa 3.279 3.133 7.049.850 6.735.950Ganancia neta 3.279 2.972 7.049.850 6.389.800

Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas

En enero de 1996 la filial CVP fue designada para que, mediante convenios de asociación a riesgo y ganancias compartidas (convenios de asociación) con empresas inversionistas privadas, coordinara, controlara y supervisara las actividades relacionadas con la exploración y explotación de yacimientos de hidrocarburos en áreas nuevas.

Los convenios de asociación establecían la creación de un Comité de Control, órgano supremo de aprobación y control, el cual toma las decisiones fundamentales de interés nacional para el Estado Venezolano, relacionadas con la ejecución de estos convenios de asociación.

Las áreas fueron asignadas mediante un proceso de licitación competitiva para participar en convenios de asociación con CVP. En estos convenios de asociación se establecía que los inversionistas realizarían actividades de exploración a riesgo. En los casos de declaración de explotación comercial de un descubrimiento para el cual se apruebe su respectivo plan de desarrollo por el Comité de Control, CVP debía notificar a los inversionistas su participación en dicho desarrollo, la cual no podía ser menor de 1% ni mayor de 35%. Tomando en cuenta las fases de exploración, de desarrollo y de producción comercial de las áreas y su posible prórroga, los convenios de asociación, en general, tendrían una duración máxima de treinta y nueve años.

De acuerdo con lo establecido en los convenios de asociación, CVP y los otros inversionistas constituyeron empresas mixtas para cada área bajo la forma de sociedades anónimas, cuyo capital social está representado por 35% en acciones Clase “A”, poseídas por CVP, y 65% por acciones Clase “B”, poseídas por los otros inversionistas. El objetivo de la empresa mixta es dirigir, coordinar y supervisar las actividades del convenio de asociación que serán ejecutadas por los operadores de las áreas. Al 31 de diciembre de 2006, CVP poseía inversiones en acciones que representaban su participación de 35% en las empresas mixtas a esa fecha, constituidas para cada área, como se indica a continuación:

Área Socios de CVP Empresa mixta

Golfo de Paria Este Ineparia Inc - Conoco Venezuela, C. A. - ENI Administradora del Golfo de Paria Este, S.A. Venezuela B.V. (ENI) - OPIC Karimun Corporation (OPIC)

Golfo de Paria Oeste Conoco Venezuela, C. A. - ENI - OPIC Compañía Agua Plana, S.A.

La Ceiba Mobil Venezolana de Petróleos, Inc - Administradora Petrolera La Ceiba, C.A. PetroCanada

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31 de diciembre de 2007 y 2006

40 (Continúa)

Las actividades desarrolladas durante el año 2006, por las empresas mixtas antes señaladas consistieron principalmente, en continuar con los programas y esfuerzos de exploración y desarrollo, así como también, aprobar y continuar los planes de evaluación y delineación. Estas empresas no iniciaron operaciones de producción comercial de hidrocarburos.

Con respecto al convenio de asociación del área Golfo de Paria Oeste, en octubre de 2002, el Comité de Control declaró la comercialidad del descubrimiento en este proyecto, denominado Corocoro, y en mayo de 2003 la Junta Directiva de PDVSA autorizó a CVP a participar en el plan de desarrollo de este descubrimiento. Los participantes en el plan de desarrollo Corocoro son: CVP (35%), Conoco Venezuela, C.A. (32,5%), ENI (26,0%) y OPIC (6,5%). Durante el año 2006, se inició la Fase I de desarrollo del proyecto, utilizando una facilidad de procesamiento temporal tipo gabarra de producción. Durante el año 2007, los socios Conoco Venezuela, C. A y OPIC, se retiraron de la operación, debido a que no firmaron el Memorando de Entendimiento para la Migración a Empresa Mixta, por lo que, de acuerdo con la regulación del proceso de migración, el plan de desarrollo del proyecto continuará con los socios CVP y ENI, hasta que se publique el decreto de transferencia de estas operaciones a la empresa mixta Petrosucre, S.A. (véase la nota 33-a). Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, se incluyen en las propiedades, plantas y equipo, aproximadamente, $284 millones y $209 millones (Bs610.600 millones y Bs449.350 millones), respectivamente, correspondientes a los aportes efectuados por CVP a este proyecto.

Durante el año 2007, producto de la Ley de Migración a Empresas Mixtas de los Convenios de Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco, Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas, los socios del convenio de asociación del área Golfo de Paria Este, firmaron el acuerdo de migración a la empresa mixta denominada Petrolera Paria, S.A. Este convenio de asociación, continuará sus actividades de manera similar hasta la publicación del decreto de transferencia, el cual al 31 de diciembre de 2007, no se había publicado. Véase la nota 33-a.

En relación con el convenio de asociación del área La Ceiba, durante el año 2007, los socios Mobil Venezolana de Petróleo, Inc. (filial de ExxonMobil) y Petro-Canada no firmaron el memorando de entendimiento para la migración a empresa mixta, por lo tanto, las actividades en esta área fueron asumidas por PDVSA. En agosto de 2007, CVP pagó a Petro-Canada $75 millones (Bs161.250 millones) por concepto de finiquito del convenio de asociación del área La Ceiba, el cual se incluye en documentos y cuentas por cobrar a entidades relacionadas al 31 de diciembre de 2007. ExxonMobil promovió arbitrajes y medidas cautelares en contra de PDVSA, relacionados con este proceso (véase la nota 27).

En la Gaceta Oficial Nº 38.801, del 1 de noviembre de 2007, la Asamblea Nacional aprobó la creación de las siguientes empresas mixtas:

Área Socios de CVP Empresa mixta

Golfo de Paria Este Sinopec International Petroleum Corporation Petrolera Paria, S. A. and Production Corporation - Ineparia, Inc.

Golfo de Paria Oeste ENI Venezuela B. V. Petrosucre, S. A.Golfo de Paria Central ENI Venezuela B. V. Ineparia, Inc. Petrolera Güiria, S. A.Zumano CNPC Venezuela B. V. Petrozumano, S. A.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

41 (Continúa)

Acuerdos en Materia de Orimulsión®

En abril de 2001, se firmó un acuerdo de cooperación en materia de Orimulsión® entre BITOR y China National Oil and Gas Exploration and Development Corporation (CNODC), filial de China National Petroleum Corporation (CNPC), el cual tiene como objetivo realizar una serie de pre-inversiones necesarias para determinar de manera definitiva la viabilidad del proyecto. El 13 de diciembre de 2001, la Asamblea Nacional de la República Bolivariana de Venezuela autorizó a BITOR para constituir con CNODC una entidad denominada Orifuels Sinoven, S.A. (SINOVENSA).

Dentro del marco de la política de “Plena Soberanía Petrolera” y con la finalidad de optimizar el valor del recurso natural y de utilizar el crudo extrapesado para mezclas, durante el primer trimestre del año 2006 la Compañía cesó la producción de Orimulsión® en su módulo ubicado en Morichal (Estado Monagas), e inició un proceso de negociación de los acuerdos de suministro de Orimulsion® existentes. Como parte de la negociación, algunos clientes han acordado recibir fuel oil en lugar de Orimulsión® y otros han acordado la terminación de sus contratos de suministro.

Para el caso de SINOVENSA, PDVSA mantiene conversaciones con China National Petroleum Corporation (CNPC) para acordar la nueva estructura en la conformación de la nueva empresa mixta, según lo establecido en el Decreto Nº 5.200.

(b) Migración de Convenios Operativos a Empresas Mixtas

Migración a Empresas Mixtas

Durante el año 2005, el MENPET realizó estudios de carácter jurídico y técnico sobre la situación de los 32 convenios operativos existentes, concluyendo que estos convenios contenían, entre otros elementos, cláusulas de honorarios basados en el volumen y precio de los hidrocarburos producidos en las áreas, lo cual contravenía la naturaleza de un simple contrato de servicios y resultaba incoherente con la vigente Ley Orgánica de Hidrocarburos.

El 12 de abril de 2005, el MENPET emitió instrucción a la Junta Directiva de PDVSA para que se corrigieran las omisiones o fallas de todos y cada uno de los convenios operativos en materia de hidrocarburos, y se evaluaran los mecanismos legales para extinguir dichos convenios en un período no mayor a un año. En el último trimestre del año 2005, todas las empresas operadoras de estos convenios suscribieron los denominados convenios transitorios, con el objetivo de revisar los acuerdos originales y conformar las nuevas empresas mixtas.

El 31 de marzo de 2006, la Asamblea Nacional aprobó los “Términos y Condiciones para la Creación de las Empresas Mixtas”; así como también, el modelo de “Contrato para la Conversión a Empresa Mixta” a suscribirse con las entidades privadas que lo decidieran. En esa misma fecha, se firmaron los respectivos “Memorandos de Entendimientos” para la migración de los convenios operativos a empresas mixtas, excepto las operadoras de dos de los convenios operativos que, voluntariamente, se abstuvieron de suscribir estos memorandos.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

42 (Continúa)

El mencionado “Contrato para la Conversión a Empresa Mixta”, plantea la extinción automática de los convenios operativos a partir del 31 de marzo de 2006, sin que las empresas operadoras tuvieran derecho a recibir compensación alguna derivada de los mismos, salvo los pagos correspondientes al primer trimestre de 2006, ni tampoco efectuar reclamación alguna como consecuencia de la referida extinción. Adicionalmente, se acordó que los activos operados a esa fecha por estos convenios operativos fueran puestos de inmediato a disposición de las empresas mixtas para el desarrollo de sus actividades, transfiriéndose posteriormente la propiedad de los mismos.

Al 1° de abril de 2006, el valor de los activos aportados para la constitución de las empresas mixtas era de $4.991 millones (Bs10.730.650 millones) distribuidos así: $4.931 millones equivalentes a Bs10.601.650 millones de activos contabilizados previamente en cuentas de orden de PDVSA y $60 millones equivalentes a Bs129.000 millones aportados por los inversionistas minoritarios; los cuales fueron contabilizados por las empresas mixtas, principalmente, como propiedades, plantas y equipos con crédito a una cuenta patrimonial.

Según los “Términos y Condiciones para la Creación de las Empresas Mixtas”, aprobados por la Asamblea Nacional, dichas empresas operaron en un período de transición, comprendido entre el 1° de abril de 2006 y la fecha en que fuesen formalmente constituidas. Una vez constituidas, los términos contractuales serían aplicables en forma retroactiva desde el 1° de abril de 2006. Al 31 de diciembre de 2006, se habían constituido legalmente las siguientes 19 empresas mixtas, las cuales habían obtenido los respectivos derechos oficiales para desarrollar las actividades primarias según lo establece la Ley Orgánica de Hidrocarburos:

Participación Empresa mixta de PDVSA (%)

Petroperijá, S.A. 60,00Petrowarao, S.A. 60,00Boquerón, S.A. 60,00Petroindependiente, S.A. 74,80Petrocabimas, S.A. 60,00Petronado, S.A. 60,00Petrokariña, S.A. 60,00Petroven-Bras, S.A. 60,00Petroguárico, S.A. 70,00Petrocuragua, S.A. 60,00Petrocumarebo, S.A. 60,00Petrolera Kaki, S.A. 60,00Petroboscán, S.A. 60,00Petroritupano, S.A. 60,00Petroregional del Lago, S.A. 60,00Petroquiriquire, S.A. 60,00Petrolera Sino-Venezolana, S.A. 75,00Petrowayu, S.A. 60,00Baripetrol, S.A. 60,00

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

43 (Continúa)

El 5 de marzo de 2007, PDVSA a través de su filial CVP, suscribió un acuerdo de pago con las empresas Total Oil and Gas y British Petroleum, con el objetivo de finiquitar toda participación, derechos, acciones o reclamos en relación con el extinto convenio operativo, correspondiente al Campo Jusepín en el estado Monagas, por la cantidad de $250 millones (Bs537.500 millones).

En junio de 2007, la Asamblea Nacional de la República Bolivariana de Venezuela aprobó la constitución de las empresas mixtas Petrodelta, S.A. y Lagopetrol, S.A. con participación de CVP de 60% y 69%, respectivamente. En Gaceta Oficial Nº 38.796, de fecha 25 de octubre de 2007 se publicó la autorización para que estas empresas mixtas desarrollaran las actividades primarias relacionadas con hidrocarburos.

Los “Términos y Condiciones para la Creación de las Empresas Mixtas” establecen que las transacciones por transferencia de activos para su constitución; así como la extinción de los convenios operativos, no generarán obligaciones tributarias para PDVSA.

Convenios Operativos

La primera, segunda y tercera ronda de convenios operativos fueron firmadas por PDVSA en los años 1992, 1993 y 1997, respectivamente. Estos convenios operativos tenían el propósito de reactivar y operar 32 campos petroleros por un lapso máximo de 20 años.

Según las condiciones que regulaban los convenios operativos, PDVSA debía reconocer a los operadores, por las inversiones realizadas, el pago de honorarios de operación, de capital y otros conceptos y estipendios, los cuales eran incluidos como gastos de operación en los estados consolidados de resultados, según se detalla a continuación (en millones):

31 de diciembre de 2006Dolares Bolivares

Honorarios de operación 1.053 2.263.950 Honorarios de capital y otros 248 533.200 Estipendios 356 765.400

1.657 3.562.550

Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, las cuentas por pagar a proveedores, relacionadas con las operaciones de los convenios operativos, incluyen $199 millones y $547 millones (Bs427.768 millones y Bs1.176.050 millones), respectivamente. Véase la nota 24.

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31 de diciembre de 2007 y 2006

44 (Continúa)

Los registros sobre activos de producción capitalizados, obras en progreso y costos y gastos no capitalizados, mantenidos en cuentas de orden, presentaban los siguientes saldos (en millones):

31 de diciembre de 2006Dolares Bolivares

Activos de producción capitalizados 3.806 8.182.900 Obras en progreso 1.125 2.418.750

Subtotal 4.931 10.601.650

Costos y gastos no capitalizados 4.833 10.390.9509.764 20.992.600

(c) Proyecto de Desarrollo de Gas Costa Afuera - Plataforma Deltana

Para propósitos del proceso de otorgamiento de derechos relacionados con la exploración y desarrollo de la Plataforma Deltana, el área fue dividida en 5 bloques, mayormente considerados prospectos de gas no asociado. La primera fase de exploración fue completada por PDVSA, en julio de 2003.

Las licencias para exploración y desarrollo de los bloques 2 y 4 fueron otorgadas por el MENPET, en febrero de 2003, a ChevronTexaco Corporation y ConocoPhillips el bloque 2; y a Statoil ASA el bloque 4. Esas compañías están comprometidas a llevar a cabo un programa exploratorio mínimo con una inversión estimada de $150 millones (Bs322.500 millones) y las inversiones subsecuentes para su desarrollo, de confirmarse su viabilidad comercial. La participación de PDVSA se determinará cuando se declare la viabilidad comercial de cada bloque.

Durante el segundo semestre del año 2003, se ofertaron los bloques 3 y 5 redimensionados. El bloque 3 fue ganado por ChevronTexaco Corporation, y asignado oficialmente por el MENPET en febrero de 2004. El bloque 5 no recibió ofertas.

La actividad de PDVSA en el proyecto ha estado concentrada en: el seguimiento a la gestión de los licenciatarios de los bloques 2, 3 y 4 durante la fase de exploración, como apoyo técnico al MENPET; el análisis de las posibles oportunidades de negocios y desarrollo para los bloques 1 y 5; los estudios requeridos para completar la ingeniería conceptual del proyecto integral, incluyendo los sistemas de transporte hasta el CIGMA y la planta de licuefacción de gas (GNL); así como también, los estudios de impacto ambiental y socio-económico, línea base ambiental y programas de desarrollo sustentable para las comunidades del Delta del Orinoco.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

45 (Continúa)

(d) Convenios Energéticos con Países de Latinoamérica y del Caribe

El Gobierno de la República Bolivariana de Venezuela suscribió con gobiernos de otros países, principalmente latinoamericanos y del Caribe, el Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas (ACEC), el Convenio Integral de Cooperación (CIC) y el Convenio de Cooperación Energética PETROCARIBE (PETROCARIBE). Estos acuerdos establecen, entre otros aspectos, que PDVSA suministrará petróleo crudo y sus productos a las empresas petroleras estatales de los países suscritos. A continuación se muestra un resumen de estos acuerdos:

Año deAcuerdo País Compañía MBD suscripción

CIC Cuba CUPET 92 2000ACEC / PETROCARIBE República Dominicana Refinería Dominicana, S.A.

(REFIDOMSA) 50 2004CIC Argentina CAMMESA (véase la nota 15) 25 2004ACEC Paraguay Petróleos de Paraguay (PETROPAR) 19 2004ACEC Bolivia Yacimientos Petrolíferos Fiscales

de Bolivia (YPFB) 8 2004ACEC / PETROCARIBE Jamaica Petroleum Corporation

of Jamaica (PETROJAM) 24 2005ACEC Uruguay ANCAP (véase la nota 15) 44 2005PETROCARIBE Surinam Staatsolie Maatschappij Suriname N.V. 10 2005ACEC Ecuador Petróleos del Ecuador (PETROECUADOR) 100 2006PETROCARIBE Nicaragua Petróleos de Nicaragua (PETRONIC) 27 2007PETROCARIBE Otros países del Caribe Varias 29 -Acuerdo de San José (1) Varios países del Caribe y Centroamérica Varias 80 1980

(1) Durante el año 2007 solo se suministraron 16 MBD de petróleo crudo y productos.

La mayoría de estos acuerdos de suministro establecen, entre otras condiciones, un precio de venta equivalente al valor de mercado, términos de pago entre 30 y 90 días para una porción significativa de cada embarque, y una porción remanente a largo plazo, entre 15 y 25 años (véase la nota 15). Los acuerdos serán efectivos por un año y pueden renovarse por acuerdo mutuo entre las partes involucradas.

(10) Activos Mantenidos para la Venta y Operaciones Descontinuadas

Durante el año 2007, la Compañía decidió vender los siguientes activos no corrientes o grupo enajenable de activos y pasivos, colocándolos a disposición e iniciando las actividades necesarias para completar la venta durante el año 2008:

Propiedades, plantas y equipos e inventarios de dos refinerías de asfalto propiedad de CITGO Asphalt Refining Company (CARCO), filial de CITGO, ubicadas en Paulsboro - New Jersey y Savannah - Georgia, en los Estados Unidos de América.

Propernijn, N.V. (filial de Propernyn, B.V.), ubicada en las Antillas Holandesas, y sus filiales Baproven Limited (BAPROVEN), Bahamas Oil Refining Company Internacional Limited (BORCO), Borco Towing Company Limited (BORTOW), Freeport Traing Co. Ltd.(FREETRADE) y Marine Agent & Brokers Ltd (MARBROK), ubicadas en las Bahamas.

Dos buques (Morichal y Paria) propiedad de la filial PDV Marina, S.A.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

46 (Continúa)

De acuerdo con lineamientos y objetivos estratégicos del Ejecutivo Nacional, durante el año 2007 la Asamblea de Accionista de PDVSA autorizó la compra de acciones de varias entidades que operan en el sector eléctrico del país, las cuales serán transferidas en el corto plazo a la Corporación Eléctrica Nacional, S.A. de conformidad con el Decreto con Rango, Valor y Fuerza de Ley Orgánica de Reorganización del Sector Eléctrico, publicada en la Gaceta Oficial Nº 38.736 del 31 de julio de 2007 (véase la nota 32-b). De acuerdo con instrucciones emitidas por el MENPET, las acciones de estas entidades del sector eléctrico serán transferidas a su valor en libros al momento de la transacción.

A continuación se presenta un resumen de estas operaciones de compra:

(a) C. A. La Electricidad de Caracas

El 15 de febrero de 2007, PDVSA suscribió un acuerdo con The AES Corporation (AES) y su filial AES Shannon Holding, B.V., para la compra de su participación en C.A. La Electricidad de Caracas (EDC), equivalente a 82,14% de las acciones. De acuerdo con la legislación venezolana, para adquirir las acciones restantes en circulación, PDVSA realizó una oferta pública.

Entre el 8 de abril y el 8 de mayo de 2007, PDVSA realizó oferta pública para adquirir hasta 17,86% de las acciones restantes en circulación de la EDC, por el equivalente en bolívares de $0,2734 por acción (calculado a la tasa de cambio oficial para la venta de dólares, vigente en la fecha de cierre). Esto incluyó, paralelamente, una oferta pública en Venezuela y una en los Estados Unidos de América, para la adquisición de todos y cada uno de los American Depositary Share (ADS’s) en circulación, cada uno representativo de 50 acciones de EDC, a un precio de $13,6675 por cada ADS.

Como resultado de la oferta pública, y del acuerdo con AES, PDVSA adquirió 93,61% del total de las acciones en circulación de EDC, por un total de $844 millones (Bs1.821.911 millones).

(b) Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, C.A. (SENECA)

El 8 de febrero de 2007, PDVSA firmó un Memorándum de Entendimiento con CMS Energy Corporation, para comprar sus acciones en la empresa Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, C.A. (SENECA), por $106 millones (Bs226.825 millones), las cuales representan 88% del capital social de esa entidad. El 7 de marzo de 2007, la Asamblea de Accionista de PDVSA aprobó la compra en los términos acordados, la cual se completó el 30 de marzo de 2007.

(c) Otras Empresas del Sector Eléctrico

El 6 de julio de 2007, PDVSA compró la totalidad de las acciones de la C.A. Electricidad de Valencia (ELEVAL) por $190 millones (Bs408.500 millones) y, el 16 de noviembre de 2007, compró la totalidad de las acciones de la C.A. Luz y Fuerza Eléctrica de Puerto Cabello (CALIFE) por $55 millones (Bs117.269 millones).

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

47 (Continúa)

La adquisición de las acciones de estas entidades del sector eléctrico condujo a la toma de control operacional y financiero, y tuvo los siguientes efectos sobre los estados financieros consolidados de PDVSA a la fecha de adquisición (en millones):

Valores reconocidosa la fecha de adquisiciónDólares Bolívares

Propiedades, plantas y equipos, neto 2.091 4.495.650Cuentas por cobrar y otros 372 779.369Efectivo y equivalentes de efectivo 108 232.363Deuda a largo plazo (313) (751.553)Cuentas por pagar y otros pasivos (397) (774.752)

Activos y pasivos identificados, netos 1.861 3.981.077Exceso de activos netos adquiridos sobre el costo

de la inversión (véase la nota 11) (666) (1.406.572)

Pago en efectivo 1.195 2.574.505Efectivo adquirido (108) (232.363)

Efectivo pagado, neto de efectivo adquirido 1.087 2.342.142

La Compañía determinó los valores en libros de los activos y pasivos de las entidades del sector eléctrico a la fecha de adquisición, y no identificó ajustes importantes por concepto de valor razonable que debieran considerarse en la determinación de los valores a ser reconocidos en dicha adquisición (véase la nota 6).

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PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)

Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

49 (Continúa)

La ganancia atribuible a las operaciones descontinuadas, fue la siguiente (en millones de dólares):

Año terminado el 31 de diciembre2007 2006 2007 2006

Dólares Bolívares

Ventas 17 15 36.917 31.399 Otros ingresos por servicios 65 58 139.213 125.646 Costos y gastos 53 53 113.318 114.195 Ganancia antes de impuesto sobre la renta 29 20 62.812 42.850 Impuesto sobre la renta - - 176 -

Ganancia neta de Propernijn, N.V. y sus filiales 29 20 62.636 42.850

Ganancia neta de las entidades del sector eléctrico 71 - 153.258 - Total ganancia de operaciones

descontinuadas, neta de impuesto 100 20 215.894 42.850

Movimiento del efectivo usado en la operación descontinuada por actividades de inversión (29) (25) (61.727) (53.277)

Propernijn, N.V. y sus filiales -

Entidades del sector eléctrico -

Propernijn, N.V. y sus filiales -

Si las entidades del sector eléctrico se hubiesen adquirido desde el 1° de enero de 2007, la gerencia estima que la ganancia de operaciones descontinuadas, neta de impuesto del año terminado el 31 de diciembre de 2007, hubiese sido de $170 millones (Bs369.152 millones).

(11) Otros (Ingresos) Egresos, Neto

A continuación un resumen de los otros (ingresos) egresos, neto (en millones):

Años terminados el 31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Dólares BolívaresProvisión para litigios y otros reclamos

(véanse las notas 23 y 27) 1.153 374 2.479.815 804.100 Deterioro (reverso) del valor de los activos

(véase la nota 13) 10 (93) 21.500 (198.983)Ganancia en venta de activos (207) - (445.050) (645.000)Servicios de fletes y de almacenamiento a terceros (166) (182) (356.900) (391.300)Ingresos por intereses (566) (397) (1.216.900) (853.550)Ajustes al valor razonable de activos financieros

(véanse las notas 12-f y 15) 446 1.072 960.893 2.304.576Ganancias por fluctuación del tipo de cambio (16) (20) (34.400) (43.000) Exceso de activos netos adquiridos sobre el costo de

la inversión (véase la nota 10) (666) - (1.406.572) - Ingresos por procura de servicios a Petroquímica de

de Venezuela, S.A. (PEQUIVEN) (véase la nota 28) (73) (67) (156.950) (144.050)Otros ingresos no operacionales (125) (313) (275.888) (39.629)

(210) 374 (430.452) 793.164

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

50 (Continúa)

(12) Impuestos y Regalías

Un resumen de los impuestos y regalías que afectan las operaciones consolidadas de PDVSA se presenta a continuación (en millones):

Años terminados el 31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Dólares BolívaresImpuesto sobre la renta:

Operaciones continuas 5.017 4.031 10.784.696 8.667.206Operaciones descontinuadas (véase la

nota 10) 40 - 83.500 - 5.057 4.031 10.868.196 8.667.206

Regalías, impuesto de extracción y otrosimpuestos:

Regalías 19.872 17.061 42.724.800 36.680.636Impuesto de extracción 1.720 1.117 3.698.000 2.401.550Impuesto superficial 113 144 242.950 309.600Impuesto de registro de exportación 54 20 116.100 43.000Impuesto por ventajas especiales 203 93 436.450 199.950Otros impuestos 19 - 36.233 -

Total regalías y otrosimpuestos 21.981 18.435 47.254.533 39.634.736

(a) Impuesto sobre la Renta

La ganancia antes de impuesto sobre la renta, para cada año se resume a continuación (en millones):

Años terminados el 31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Dólares Bolívares

Venezuela:Operaciones continuas 7.279 4.468 15.656.100 9.587.683Operaciones descontinuadas 111 - 236.582 -

Exterior:Operaciones continuas 3.911 4.995 8.408.651 10.782.250Operaciones descontinuadas 29 20 62.812 42.850

11.330 9.483 24.364.145 20.412.783

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31 de diciembre de 2007 y 2006

51 (Continúa)

El gasto por impuesto sobre la renta para cada año se resume a continuación (en millones):

Años terminados el 31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Dólares Bolívares

Operaciones continuas:Gasto estimado de impuesto sobre

la renta:Venezuela (véase la nota 28) 4.953 3.518 10.647.096 7.563.300Exterior 1.652 1.237 3.549.650 2.659.550

6.605 4.755 14.196.746 10.222.850

(Beneficio) gasto de impuesto sobrela renta diferido:

Venezuela (1.239) (770) (2.663.850) (1.654.544)Exterior (349) 46 (748.200) 98.900

(1.588) (724) (3.412.050) (1.555.644)

Gasto de impuesto sobre la renta,operaciones continuas 5.017 4.031 10.784.696 8.667.206

Operaciones descontinuadas:Gasto de impuesto sobre la renta,

operaciones descontinuadas -Venezuela 40 - 83.324 -

Gasto de impuesto sobre la renta,operaciones descontinuadas -Exterior - - 176 -

5.057 4.031 10.868.196 8.667.206

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52 (Continúa)

La conciliación entre la tasa nominal y la tasa efectiva consolidada de impuesto sobre la renta para cada año se presenta a continuación:

Años terminados el 31 de diciembre de2007 2006

Millones Millones% Dólares Bolívares % Dólares Bolívares

Ganancia neta: Operaciones continuas 6.173 13.280.055 5.432 11.702.727Operación descontinuada (véase la nota 10) 100 215.894 20 42.850

6.273 13.495.949 5.452 11.745.577

Impuesto sobre la renta:Operaciones continuas 5.017 10.784.696 4.031 8.667.206Operación descontinuada (véase la nota 10) 40 83.500 - -

5.057 10.868.196 4.031 8.667.206

Ganancia neta (de operaciones continuas y operación descontinuada) antes de impuesto 11.330 24.364.145 9.483 20.412.783

Tasa nominal de impuesto sobre la renta sector petrolero 50,0 5.665 12.179.750 50,0 4.742 10.194.225Ajuste fiscal por inflación y efecto por conversión a dólares (10,1) (1.140) (2.451.000) (11,1) (1.052) (2.261.800)Pérdidas no realizadas en instrumentos financieros - - - 1,5 146 313.900 Créditos fiscales (0,1) (17) (36.550) (0,6) (59) (126.850) Fondo para la Estabilización Macroeconómica (FEM) (0,1) (10) (21.500) - - - Efecto renta extraterritorial - - - 0,3 24 51.600 Provisión para contingencias 3,1 348 748.200 2,5 241 518.150 Efecto de filiales que tributan a tasas menores (2,8) (316) (679.400) 8,3 790 1.698.500Pérdidas fiscales no reconocidas como activo de

impuesto diferido 2,5 284 610.600 3,4 319 685.850 Participación patrimonial 0,3 36 77.400 (1,1) (103) (221.450) Ingreso sobre activos recibidos - - - 1,8 168 361.200 Impuesto al dividendo 7,6 866 1.861.900 8,4 793 1.704.950Otras diferencias, neto 1,0 109 229.996 (1,9) (177) (380.550)

Tasa efectiva en Venezuela 51,4 5.825 12.519.396 61,5 5.832 12.537.725

Efecto de filiales del exterior (6,8) (768) (1.651.200) (19,0) (1.801) (3.870.519)

Tasa efectiva 44,6 5.057 10.868.196 42,5 4.031 8.667.206

La Ley de Reforma Parcial de la Ley de Impuesto sobre la Renta publicada en la Gaceta Oficial Nº 38.529 de fecha 25 de septiembre de 2006, deroga las rebajas por nuevas inversiones aplicables a las empresas dedicadas a la explotación de hidrocarburos y actividades conexas, y las exime de la aplicación de las rebajas dispuestas para aquellas actividades distintas a las relacionadas con los hidrocarburos. Hasta la fecha de publicación de esta reforma, PDVSA y algunas de sus filiales venezolanas pueden utilizar, como créditos fiscales, hasta 12% de los montos desembolsados por nuevas inversiones en propiedades, plantas y equipos, los cuales pueden ser trasladados hasta por tres años. Sin embargo, dichos créditos no podían exceder 2% de la ganancia neta gravable, todo esto de acuerdo con lo dispuesto en la ley anterior. Durante los años 2007 y 2006, se utilizaron créditos fiscales correspondientes a rebajas por nuevas inversiones por $27 millones y $59 millones (Bs58.050 millones y Bs126.850 millones), respectivamente.

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53 (Continúa)

La Ley de Impuesto sobre la Renta vigente y la anterior, permiten el traslado de pérdidas fiscales hasta por los tres años siguientes al que se causaren para compensar rentas gravables futuras, salvo las pérdidas provenientes de la aplicación del sistema de ajuste por inflación fiscal, las cuales, son trasladables hasta por un año.

Al 31 de diciembre de 2007, existen créditos fiscales correspondientes a excedentes de rebajas por nuevas inversiones y pérdidas fiscales trasladables de aproximadamente $284 millones y $973 millones (Bs610.600 millones y Bs2.091.956 millones), respectivamente, los cuales presentan los siguientes vencimientos (en millones):

31 de diciembre de2008 2009 2010

Dólares Bolívares Dólares Bolívares Dólares Bolívares

Rebajas por nuevas inversiones 160 344.000 124 266.600 - - Pérdidas fiscales 856 1.840.555 44 93.554 73 157.847

La Ley de Impuesto sobre la Renta en Venezuela establece el ajuste fiscal por inflación para el cálculo del impuesto. Los valores inicialmente ajustados de las propiedades, plantas y equipos son depreciados o amortizados a los fines fiscales en su vida útil remanente. La Ley también establece un ajuste regular por inflación anual que será incluido en la conciliación de la renta como una partida gravable o deducible.

De conformidad con la Ley de Impuesto sobre la Renta, los contribuyentes sujetos a este impuesto que lleven a cabo operaciones de importación, exportación y préstamos con empresas relacionadas domiciliadas en el extranjero, están obligados a determinar sus ingresos, costos y deducciones aplicando la metodología estipulada en dicha Ley. PDVSA ha obtenido los estudios técnicos de precios de transferencias desarrollados con base en la metodología establecida en la Ley, cuyos efectos para cada filial aplicable, se incluyen en la determinación de la renta fiscal de cada año.

En fecha 25 de septiembre de 2006, se publicó en Gaceta Oficial Nº 38.529 de la República Bolivariana de Venezuela que se modifica el contenido del Artículo Nº 11 de la Ley relativo al régimen tarifario aplicable a las empresas dedicadas a la explotación de hidrocarburos y actividades conexas, adoptándose como alícuotas general la del 50%. Quedan sujetas, sin embargo a la alícuota de 34% únicamente las empresas que realicen actividades integradas o no, de exploración y explotación del gas no asociado, de procesamiento, transporte, distribución, almacenamiento, comercialización y exportación del gas y sus componentes, o que se dediquen exclusivamente a la refinación de hidrocarburos o al mejoramiento de crudos pesados y extrapesados. En tal virtud se elimina la aplicación de la alícuota del 34% respecto de las empresas que se hubieren constituido bajo Convenios de Asociación celebrados conforme a la derogada Ley Orgánica que Reserva al Estado la Industria y Comercio de los Hidrocarburos. La tarifa de impuesto sobre la renta aplicable para las principales filiales del exterior es de 35%.

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54 (Continúa)

Los movimientos del activo (pasivo) del impuesto sobre la renta diferido en los resultados de cada año son los siguientes (en millones):

Dólares - Beneficio Beneficio

2005 (gasto) 2006 (gasto) 2007Activo reconocido Activo reconocido Activo

(pasivo) en resultados (pasivo) en resultados (pasivo)

Beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro 767 98 865 32 897

Propiedades, plantas y equipos (290) 260 (30) 412 382 Regalías por pagar 47 77 124 95 219 Costos financieros capitalizados (223) (50) (273) 166 (107) Inversiones en afiliadas (289) 100 (189) 152 (37) Inventarios (376) 236 (140) 578 438 Créditos fiscales y pérdidas fiscales

trasladables 13 1 14 (3) 11 Pagos de dividendos (100) (150) (250) (250) (500) Provisión para contingencias 741 205 946 446 1.392 Otros 340 (53) 287 (40) 246

630 724 1.354 1.588 2.941

Bolívares - Beneficio Beneficio

2005 (gasto) 2006 (gasto) 2007Activo reconocido Activo reconocido Activo

(pasivo) en resultados (pasivo) en resultados (pasivo)

Beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro 1.649.050 210.700 1.859.750 68.800 1.928.550

Propiedades, plantas y equipos (623.500) 559.000 (64.500) 885.800 821.300 Regalías por pagar 101.050 165.550 266.600 204.250 470.850 Costos financieros capitalizados (479.450) (107.500) (586.950) 356.900 (230.050) Inversiones en afiliadas (621.350) 215.000 (406.350) 326.800 (79.550) Inventarios (808.400) 507.400 (301.000) 1.242.700 941.700 Créditos fiscales y pérdidas fiscales

trasladables 27.950 2.150 30.100 (6.450) 23.650 Pagos de dividendos (215.000) (322.500) (537.500) (537.500) (1.075.000)Provisión para contingencias 1.593.150 440.750 2.033.900 958.900 2.992.800 Otros 734.204 (114.906) 619.298 (88.150) 531.958

1.357.704 1.555.644 2.913.348 3.412.050 6.326.208

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55 (Continúa)

(b) Regalías

La regalía se paga con base en el petróleo crudo producido y el gas natural procesado en Venezuela. Se establece una tasa de 30% sobre los volúmenes de hidrocarburo y gas natural producidos en áreas tradicionales (aplicables a PDVSA Petróleo, PDVSA Gas y las empresas mixtas).

En el caso de yacimientos relacionados con los proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco, se estableció la tasa de 16 2/3% para ser aplicada durante la primera fase de la producción con base en ciertos parámetros fijados por el Gobierno Nacional. Los convenios establecen que cuando se inicie la producción comercial de crudo mejorado, la tasa se reduce a 1% y se mantendría en ese nivel durante los nueve años siguientes o, hasta que los ingresos procedentes de la venta del crudo tripliquen el valor de la inversión inicial. Después del período de nueve años, volvería a aplicarse la tasa de 16 2/3%. En octubre de 2004, el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo estableció que la nueva tasa por concepto de regalía, vigente a partir del 11 de octubre de 2004 y aplicable a la explotación de los crudos extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco, que llevan a cabo las asociaciones con terceros, es de 16 2/3%.

En mayo de 2006 se aprobó la Reforma Parcial a la Ley Orgánica de Hidrocarburos, mediante la cual se establece que las operadoras deberán pagar al Estado regalías por 30% del valor de cada barril a boca de pozo. La regalía causada para los años 2007 y 2006 fue de $19.872 millones y $17.061 millones (Bs42.724.800 millones y Bs36.680.636 millones), respectivamente, la cual se incluye en los estados consolidados de resultados en el rubro regalía y otros impuestos.

Las Empresas Mixtas están sujetas al pago de ventajas especiales, los cuales son determinados con base en: a) una participación como regalía adicional de 3,33% sobre los volúmenes de hidrocarburos extraídos en las áreas delimitadas y entregados a Petróleos de Venezuela, S.A., y b) un monto equivalente a la diferencia, si la hubiere, entre (i) 50% del valor de los hidrocarburos extraídos en las áreas delimitadas y entregados a Petróleos de Venezuela, S.A. durante cada año calendario y (ii) la suma de los pagos efectuados a la República Bolivariana de Venezuela, con respecto a la actividad desarrollada por estas últimas durante el mismo año calendario, por concepto de impuestos, regalías y ventajas especiales sobre los hidrocarburos, incluyendo las inversiones en proyectos de desarrollo endógeno equivalente a 1% de la utilidad antes de impuestos. Las ventajas especiales deberán pagarse antes del día 20 de abril de cada año, de acuerdo con las disposiciones establecidas en el anexo f del Contrato para la Conversión a Empresa Mixta. PDVSA a través de las empresas mixtas incurrió en este impuesto durante los años 2007 y 2006 por $203 y $93 millones (Bs436.450 millones y Bs199.950 millones), respectivamente, incluido en los estados consolidados de resultados en el rubro regalías, impuesto de extracción y otros impuestos.

El 14 de noviembre de 2006 se estableció un nuevo cálculo de regalías para las empresas que realizan actividades petroleras primarias en el país, fundamentándose en que se medirán mensualmente en los campos de producción los contenidos de azufre y gravedad API de los hidrocarburos líquidos extraídos y se reportarán conjuntamente con la producción fiscalizada; toda esta información formará parte del precio de liquidación de la regalía y se utilizará para el cálculo de cualquier ventaja especial. Esta información ocasionará ajustes por gravedad y azufre los cuales serán publicados por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo.

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31 de diciembre de 2007 y 2006

56 (Continúa)

(c) Impuesto de Extracción

La Reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece una tasa de 33,33% del valor de todos los hidrocarburos líquidos extraídos de cualquier yacimiento, calculado sobre la misma base establecida para el cálculo de la regalía. Al calcular este impuesto, el contribuyente podrá deducir lo que se hubiese pagado por regalía, inclusive la regalía adicional que esté pagando como ventaja especial. Este impuesto se comenzó a aplicar a partir del año 2006, y PDVSA causo por este impuesto $1.720 millones y $1.117 millones (Bs3.698.000 millones y Bs2.401.550 millones) para los años 2007 y 2006 respectivamente, los cuales están incluidos en los estados consolidados de resultados en el rubro regalías, impuesto de extracción y otros impuestos. Las Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco, adicional a la regalía de 16 2/3%, deberán pagar un impuesto de extracción de 16 2/3%.

(d) Impuesto Superficial

La Ley Orgánica de Hidrocarburos establece el pago de un impuesto equivalente a 100 unidades tributarias (UT) por cada kilómetro cuadrado o fracción de extensión superficial otorgada que no estuviese en explotación. Este impuesto se incrementará 2% anual durante los primeros cinco años y en 5% en los años subsiguientes. Durante los años 2007 y 2006, la filial PDVSA Petróleo incurrió en impuesto superficial en Venezuela por $113 millones y $144 millones (Bs242.950 millones y Bs309.600 millones), respectivamente, incluidos en los estados consolidados de resultados en el rubro regalías, impuesto de extracción y otros impuestos.

(e) Impuesto de Registro de Exportación

La Reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece una tasa de 0,1% sobre el valor de todos los hidrocarburos exportados desde cualquier puerto del territorio nacional, calculado sobre el precio al que se venda al comprador de dichos hidrocarburos. Este impuesto se comenzó a aplicar a partir del 24 de mayo de 2006, con una vigencia efectiva de sesenta (60) días continuos contados a partir de la fecha de publicación en Gaceta Oficial. PDVSA incurrió en este impuesto en los años 2007 y 2006 por $54 millones y $20 millones (Bs116.100 millones y Bs43.000 millones), respectivamente, los cuales están reconocidos en los estados consolidados de resultados en el rubro regalías, impuesto de extracción y otros impuestos.

(f) Impuesto al Valor Agregado (IVA)

En la Gaceta Oficial Nº 38.632, del 26 de febrero de 2007, se publicó la Ley de Reforma Parcial de la Ley sobre el IVA, la cual establece una reducción de la alícuota de 14% a 11%, desde el 1° de marzo hasta el 30 de junio de 2007, y a 9% a partir del 1° de julio de 2007.

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31 de diciembre de 2007 y 2006

57 (Continúa)

La ley del IVA establece una exención para la comercialización de ciertos combustibles derivados de hidrocarburos, y la potestad de recuperar del Fisco Nacional ciertos créditos fiscales provenientes de las ventas de exportación. Los montos pendientes por recuperar no generan intereses. A continuación se muestra un resumen consolidado del movimiento de los créditos fiscales por recuperar o compensar (en millones):

2007 2006 2007 2006

Montos por recuperar o compensar al inicio del año 4.236 4.011 9.108.024 8.623.650 Generados durante el año 1.340 1.122 2.880.265 2.412.300Recuperados durante el año - (647) - (1.391.050)Ajuste por valor razonable - (250) - (536.876)

Montos por recuperar o compensar al finaldel año (véase la nota 28) 5.576 4.236 11.988.289 9.108.024

Menos, porción corriente 3.346 776 7.193.900 1.669.024

Porción a largo plazo 2.230 3.460 4.794.389 7.439.000

31 de diciembre de

Dólares Bolívares

La gerencia considera que las gestiones y acuerdos alcanzados con el Fisco Nacional, le permitirá recuperar un porcentaje significativo de estos créditos fiscales durante el año 2008.

Durante el año 2006, se recibieron del Ministerio del Poder Popular para las Finanzas $647 millones (Bs1.391.050 millones) en Certificados de Reintegros Tributarios (CERT), los cuales fueron utilizados para el pago de impuesto sobre la renta.

Del saldo de los créditos fiscales por recuperar al 31 de diciembre de 2007 y 2006, aproximadamente de $184 millones y $118 millones (Bs395.449 millones y Bs253.700 millones), respectivamente, corresponden a las filiales relacionadas con las asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco.

(g) Impuesto de Consumo General

Las ventas de gasolina y otros combustibles en Venezuela y en los Estados Unidos de América causan impuestos de consumo. Durante los años 2007 y 2006, los montos de estos impuestos fueron aproximadamente de $3.414 millones (Bs7.339.646 millones) ($2.901 millones en los Estados Unidos de América y $513 millones en Venezuela, equivalentes a Bs6.237.470 millones y Bs1.102.176 millones, respectivamente) y $4.556 millones (Bs9.795.400 millones) ($4.100 millones en los Estados Unidos de América y $456 millones en Venezuela, equivalentes a Bs8.815.000 millones y Bs980.400 millones, respectivamente). En los Estados Unidos de América este impuesto es pagado por el consumidor; por lo tanto se incluye como parte del precio de venta del producto, se recauda y se entera a las entidades gubernamentales sin efecto en los resultados consolidados de la Compañía. En Venezuela este impuesto lo paga PDVSA y lo reconoce como gastos de operación en los estados consolidados de resultados.

(h) Impuesto al Débito Bancario

En la Gaceta Oficial Nº 38.375, del 8 de febrero de 2006, se publicó la Ley que deroga el Impuesto al Débito Bancario, la cual estuvo en vigencia a partir del 9 de febrero de 2006. Este impuesto se aplicaba a transacciones bancarias y la tasa vigente hasta la fecha de su derogación fue de 0,50%.

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31 de diciembre de 2007 y 2006

58 (Continúa)

(13) Propiedades, Plantas y Equipos

Las propiedades, plantas y equipos comprenden lo siguiente (en millones):

Dólares -

Pozos e instalaciones de

producción

Plantas y facilidades de

refinación

Instalaciones de almacenamiento y

transporte de petróleo, crudo y gas

Terrenos, edificios y

construccionesMaquinaria

y equipos

Unidades de transporteterrestre,

marítimas y aéreas

Servicios de apoyoindustrial, de

campamento y otros

Obras en progreso Totales

Costo:Saldos al 31 de diciembre de 2005 39.868 10.301 6.895 3.942 11.500 1.671 5.715 5.698 85.590

Adquisiciones e incorporaciones 4.018 980 8 27 266 2 317 6.538 12.156 Transferencias y capitalizaciones 1.142 400 79 89 484 51 33 (2.278) - Ventas y desincorporaciones (50) - - (3) (45) (3) - - (101) Operación descontinuada - (85) - (651) (2.546) (67) (50) (156) (3.555) Obligaciones por retiro de activos 126 - - - - - - - 126 Otros 1 11 - - (4) 9 - (166) (149)

Saldos al 31 de diciembre de 2006 45.105 11.607 6.982 3.404 9.655 1.663 6.015 9.636 94.067

Adquisiciones e incorporaciones 693 295 14 - 10 5 181 9.461 10.659 Costo de activos provenientes de asociaciones con terceros (véase la nota 9-a) 2.072 3.072 387 - - - 174 191 5.896 Costo de activos provenientes de entidades del sector eléctrico (véase nota 10) - - - - - - 4.518 - 4.518 Transferencias y capitalizaciones 2.406 375 84 52 449 71 54 (3.491) - Ventas y desincorporaciones (237) (190) (2) (27) (123) (13) - (20) (612) Reclasificación a activos mantenidos para la venta - - (181) (13) (279) (5) (4.626) (29) (5.133) Obligaciones por retiro de activos 86 - - - - - - - 86 Otros (327) 23 - - (7) (17) 12 (186) (502)

Saldos al 31 de diciembre de 2007 49.798 15.182 7.284 3.416 9.705 1.704 6.328 15.562 108.979

Depreciación y amortización:

Saldos al 31 de diciembre 2005 25.255 5.473 4.772 2.581 6.617 1.154 3.779 - 49.631

Depreciación y amortización 1.932 704 245 106 342 64 247 - 3.640 Depreciación operación descontinuada - - 10 - 1 - 1 - 12 Ventas y desincorporaciones (29) - - (1) (26) (3) - - (59) Operación descontinuada - (65) - (220) (1.468) (66) - - (1.819) Reverso de deterioro de activos (véase la nota 11) (80) - - - (13) - - - (93) Obligaciones por retiro de activos (18) - - - - - - - (18) Otros 3 267 (1) (1) - 2 - - 270

Saldos al 31 de diciembre de 2006 27.063 6.379 5.026 2.465 5.453 1.151 4.027 - 51.564

Depreciación y amortización 2.125 772 286 102 384 73 276 - 4.018 Depreciación operación descontinuada - - - - - - 142 - 142 Ventas y desincorporaciones (19) (142) - (17) (99) (10) (9) - (296) Depreciación acumulada de activos provenientes de asociaciones con terceros (véase la nota 9-a) 626 702 129 - - - 68 - 1.525 Depreciación acumulada de activos provenientes de entidades del sector eléctrico (véase nota 10) - - - - - - 2.427 - 2.427 Reclasificación a activos mantenidos para la venta (véase nota 10) - - (95) - (131) (2) (2.584) - (2.812) Deterioro (véase la nota 11) 6 - - - 4 - - - 10 Obligaciones por retiro de activos (8) - - - - - - - (8) Otros (8) (24) (3) 5 2 (1) 2 - (27)

Saldos al 31 de diciembre de 2007 29.785 7.687 5.343 2.555 5.613 1.211 4.349 - 56.543

Total costo neto al 31 de diciembre de 2007 20.013 7.495 1.941 861 4.092 493 1.979 15.562 52.436

Total costo neto al 31 de diciembre de 2006 18.042 5.228 1.956 939 4.202 512 1.988 9.636 42.503

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

59 (Continúa)

Bolívares -

Pozos e instalaciones de

producción

Plantas y facilidades

de refinación

Instalaciones de almacenamiento y

transporte de petróleo, crudo y gas

Terrenos, edificios y

construccionesMaquinaria

y equipos

Unidades de transporteterrestre,

marítimas y aéreas

Servicios de apoyoindustrial, de

campamento y otros

Obras en progreso Totales

Costo:

Saldos al 31 de diciembre de 2005 85.716.200 22.147.150 14.824.250 8.475.300 24.725.000 3.592.650 12.287.250 12.250.700 184.018.500

Adquisiciones e incorporaciones 8.638.700 2.107.000 17.200 58.050 571.900 4.300 681.550 14.056.700 26.135.400Transferencias y capitalizaciones 2.455.300 860.000 169.850 191.350 1.040.600 109.650 70.950 (4.897.700) - Ventas y desincorporaciones (107.500) - - (6.450) (96.750) (6.450) - - (217.150)Operación descontinuada - (182.750) - (1.399.650) (5.473.900) (144.050) (107.500) (335.400) (7.643.250)Obligaciones por retiro de activos 270.900 - - - - - - - 270.900Otros 2.150 23.650 - - (8.600) 246.916 - (356.900) (92.784)

Saldos al 31 de diciembre de 2006 96.975.750 24.955.050 15.011.300 7.318.600 20.758.250 3.803.016 12.932.250 20.717.400 202.471.616

Adquisiciones e incorporaciones 1.489.950 634.250 30.100 (2.150) 23.650 10.750 389.150 20.341.150 22.916.850Costos de activos provenientes de asociaciones con terceros (véase la nota 9-a) 4.454.800 6.604.800 832.050 - - - 374.100 410.650 12.676.400Costos de activos provenientes de entidades del sector eléctrico (véase nota 10) - - - - - - 9.713.700 - 9.713.700Transferencias y capitalizaciones 5.172.900 806.250 180.600 111.800 965.350 152.650 116.100 (7.505.650) - Ventas y desincorporaciones (509.550) (408.500) (4.300) (58.050) (264.450) (27.950) - (43.000) (1.315.800)Reclasificación de activos mantenidos para la venta (véase nota 10) - - (389.150) (27.950) (599.850) (10.750) (9.945.900) (62.350) (11.035.950)Obligaciones por retiro de activos 184.900 - - - - - - - 184.900Otros (703.050) 49.450 - - (15.050) (279.602) 25.800 (399.900) (1.322.352)

Saldos al 31 de diciembre de 2007 107.065.700 32.641.300 15.660.600 7.342.250 20.867.900 3.648.114 13.605.200 33.458.300 234.289.364

Depreciación y amortización:

Saldos al 31 de diciembre 2005 54.298.250 11.766.950 10.259.800 5.549.150 14.226.550 2.481.100 8.124.850 - 106.706.650

Depreciación y amortización 4.153.800 1.513.600 526.750 227.900 736.366 137.600 531.050 - 7.827.066Depreciación operación descontinuada - - 21.500 - 2.150 - 2.150 - 25.800Ventas y desincorporaciones (62.350) - - (2.150) (55.900) (6.450) - - (126.850)Operación discontinuada - (139.750) - (473.000) (3.156.200) (141.900) - - (3.910.850)Reverso de estimación para deterioro de activos (172.000) - - - (26.983) - - - (198.983)Obligaciones por retiro de activos (38.700) - - - - - - - (38.700)Otros 6.450 574.050 (2.150) (2.150) (2.033) 4.300 - - 578.467

Saldos al 31 de diciembre de 2006 58.185.450 13.714.850 10.805.900 5.299.750 11.723.950 2.474.650 8.658.050 - 110.862.600

Depreciación y amortización 4.552.896 1.659.800 614.900 219.300 825.600 156.950 593.400 - 8.622.846Depreciación operación descontinuada - - - - - - 305.300 - 305.300Ventas y desincorporaciones (40.850) (305.300) - (36.550) (212.850) (21.500) (19.350) - (636.400)Depreciación acumulada de activos provenientes de asociaciones con terceros (véase nota 9-a) 1.345.900 1.509.300 277.350 - - - 146.200 - 3.278.750Depreciación acumulada de activos provenientes de entidades del sector eléctrico (véase nota 10) - - - - - - 5.218.050 - 5.218.050Reclasificación de activos disponibles para la venta (véase nota - - (204.250) - (281.650) (4.300) (5.555.600) - (6.045.800)Deterioro de activos (véase la nota 11) 12.900 - - - 8.600 - - - 21.500Obligaciones por retiro de activos (17.200) - - - - - - - (17.200)Otros (1.346) (51.600) (6.450) 10.750 4.300 (2.150) 4.300 - (42.196)

Saldos al 31 de diciembre de 2007 64.037.750 16.527.050 11.487.450 5.493.250 12.067.950 2.603.650 9.350.350 - 121.567.450

Total costo neto al 31 de diciembre de 2007 43.027.950 16.114.250 4.173.150 1.849.000 8.799.950 1.044.464 4.254.850 33.458.300 112.721.914

Total costo neto al 31 de diciembre de 2006 38.790.300 11.240.200 4.205.400 2.018.850 9.034.300 1.328.366 4.274.200 20.717.400 91.609.016

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

60 (Continúa)

Durante el año 2007, PDVSA incrementó su participación en Petrozuata y en los Proyectos Cerro Negro y Hamaca, debido fundamentalmente a que dos de sus anteriores socios decidieron no participar en el proceso de migración de los Convenios de Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco a empresas mixtas. Ante esta situación, la Compañía incorporó los siguientes valores de activos productivos, que se presentan formando parte de las adquisiciones e incorporaciones de ese mismo año (véase nota 9-a):

Depreciación Valor Depreciación ValorCosto acumulada Neto Costo acumulada Neto

Entidad o Proyecto Dólares Bolívares

Petrozuata 3.545 907 2.638 7.621.750 1.950.050 5.671.700Cerro Negro 840 341 499 1.806.000 733.150 1.072.850Hamaca 1.511 277 1.234 3.248.650 595.550 2.653.100

5.896 1.525 4.371 12.676.400 3.278.750 9.397.650

Como resultado del proceso de migración de convenios operativos a empresas mixtas, durante el año 2006 la Compañía incorporó activos productivos por $4.991 millones (Bs10.730.650 millones), los cuales se presentan formando parte de las adquisiciones e incorporaciones de ese mismo año (véase la nota 9-b).

En el rubro de “otros”, de las propiedades plantas y equipos, se incluyen $373 millones (Bs801.950 millones) correspondiente a ajustes que efectuaron las siguientes empresas mixtas filiales de CVP para disminuir el valor inicial de los activos reconocidos como resultado del proceso de migración a empresas mixtas: Boquerón, S.A. ($340 millones, Bs731.000 millones); Petroguárico, S.A. ($14 millones, Bs30.100 millones); y Petrokariña, S.A. ($19 millones, Bs40.850 millones). Estos ajustes se efectuaron durante el año 2007 con cargo a los rubros de aporte adicional del Accionista e intereses minoritarios del patrimonio (véase la nota 20).

Durante el año 2007, la Compañía efectuó las respectivas evaluaciones de deterioro y, considerando las nuevas condiciones del mercado y de los negocios relacionados, identificó la necesidad de reconocer $10 millones (Bs21.500 millones) por deterioro, principalmente relacionados con ciertos activos de producción, comercialización y transporte de gas. En el año 2006, y como resultado de estas evaluaciones, se revirtieron $93 millones (Bs198.983 millones) de pérdidas por deterioro de activos que se habían reconocido en períodos previos.

Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, la Compañía presenta cargos por mantenimientos mayores y reparaciones generales que son considerados como un componente separado de los activos por $1.542 millones y $816 millones (Bs3.312.704 millones y Bs1.754.273 millones), respectivamente, incluidos como propiedades, plantas y equipos, principalmente, en plantas y facilidades de refinación (véase la nota 3-d).

Durante los años 2007 y 2006, se capitalizaron intereses por financiamiento por $328 millones y $16 millones (Bs704.383 millones y Bs34.660 millones), respectivamente.

Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, la Compañía presenta cargos por arrendamientos financieros incluidos como propiedades, plantas y equipos, por $605 millones y $239 millones (Bs1.300.750 millones y Bs513.850 millones), respectivamente (véase la nota 26).

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31 de diciembre de 2007 y 2006

61 (Continúa)

Obras en Progreso

El saldo de las obras en progreso está compuesto, principalmente, por programas de inversión para trabajos de perforación, mantenimiento mayor, sistemas eléctricos, tendidos de tuberías, reacondicionamientos y adecuaciones de pozos, ampliación e infraestructura, destinados a mantener la capacidad de producción y adecuar las instalaciones a los niveles de producción establecidos en el plan de negocios de la Compañía. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso por los conceptos antes mencionados es de aproximadamente $8.236 millones y $4.969 millones (Bs17.709.720 millones y Bs10.684.829 millones), respectivamente. Adicionalmente, las obras en progreso incluyen varios proyectos en ejecución que serán capitalizados como propiedades, plantas y equipos a la fecha de su incorporación a las operaciones, siendo los más importantes los siguientes:

(a) El proyecto Gas Anaco, tiene como objetivo incrementar la producción de gas para satisfacer la demanda interna. Actualmente, está en proceso la perforación de los pozos exploratorios localizados en el norte de Anaco, en el Estado Anzoátegui. Este proyecto incluye el diseño y construcción de facilidades para incrementar la producción diaria a 2.400 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) de gas y 35 mil barriles diarios (MBD) de crudo liviano. La inversión total estimada en este proyecto es $2.433 millones (Bs5.231.928 millones). Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de estas obras en progreso es aproximadamente $1.032 millones y $612 millones (Bs2.219.410 millones y Bs1.314.740 millones), respectivamente.

(b) El proyecto Interconexión Centro Oriente-Occidente (ICO), tiene como objetivo conectar los sistemas de transmisión de gas natural de la región central y este de Venezuela (Anaco, Estado Anzoátegui - Barquisimeto, Estado Lara) con el sistema de transmisión en el oeste del país (Ulé, Estado Zulia - Amuay, Estado Falcón), con la finalidad de cubrir la demanda de gas en el occidente del país, expandir la entrega de gas a otras regiones y ciudades dentro de la Nación y promover el desarrollo industrial y comercial en las áreas cercanas a la construcción de este sistema de transmisión. La inversión estimada en este proyecto es $530 millones (Bs1.139.804 millones) y se espera que finalice en el año 2008. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de estas obras en progreso es aproximadamente $436 millones y $242 millones (Bs937.534 millones y Bs519.993 millones), respectivamente.

(c) El proyecto de gas de la Plataforma Deltana, contempla la participación de terceras partes para culminar la exploración y futuro desarrollo del área. PDVSA completó la fase inicial del proyecto, incluyendo estudios sísmicos 3D y la perforación de cuatro pozos exploratorios que finalizaron en julio de 2003, con resultados exitosos en tres de éstos. La inversión total estimada para este proyecto es de $3.810 millones (Bs8.191.500 millones), incluyendo la participación de PDVSA. Se ha establecido que los bloques 1 y 5 se mantienen en reserva para futuros negocios. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de estas obras en progreso es aproximadamente $161 millones y $157 millones (Bs346.150 millones y Bs337.550 millones), respectivamente. Véase la nota 9-c.

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62 (Continúa)

(d) El proyecto de Gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte, se inició durante el año 2006 para el intercambio gasífero entre Venezuela y Colombia, y contempla seguir la ruta Puerto de Ballena, en Colombia, hasta la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, en Venezuela. Tendrá un costo aproximado de $473 millones (Bs1.016.950 millones) con una longitud aproximada de 225 kilómetros. Los primeros cuatro años transportará gas desde Colombia hasta Venezuela y, posteriormente, desde Venezuela hacia Colombia. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente $461 millones y $114 millones (Bs991.037 millones y Bs245.720 millones), respectivamente.

(e) El proyecto Complejo Criogénico de Occidente (CCO), tiene por objetivo optimizar el esquema de procesamiento del gas natural en la región occidental del país. La inversión estimada para este proyecto es $926 millones (Bs1.990.500 millones). Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de la obras en progreso es aproximadamente $197 millones y $108 millones (Bs422.834 millones y Bs232.366 millones), respectivamente.

(f) El proyecto Gran Delta Caribe Oriental, anteriormente identificado como Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA), comprende la construcción de una infraestructura en Güiria, Estado Sucre, para el desarrollo e industrialización del gas natural proveniente de la costa afuera oriental. El costo total de la obra se estima en $371 millones (Bs798.610 millones) y los ingresos del proyecto estarán constituidos por la venta de parcelas de uso industrial desarrolladas y dotadas de todos los servicios. En este complejo se recibirán las diferentes corrientes de gas provenientes de los proyectos de desarrollo de gas costa afuera nor-oriental, incluyendo Plataforma Deltana, Mariscal Sucre y otros planificados a mediano y largo plazo. Estos volúmenes de gas serán destinados, en primer lugar, a abastecer los requerimientos del mercado interno venezolano y los planes nacionales de industrialización. Los volúmenes excedentes de gas serán exportados como Gas Natural Licuado (GNL). El alcance de este proyecto incluye también la instalación de la planta de GNL, requerida para este propósito. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente $170 millones y $33 millones (Bs366.009 millones y Bs70.651 millones), respectivamente.

(g) El proyecto Mariscal Sucre de Gas Natural Licuado, tiene como objetivo el desarrollo y explotación de las reservas de gas no asociado costa afuera; así como también, la construcción de una planta de GNL, que contempla una producción de gas de 1.200 millones de pies cúbicos natural diarios (MMPCND) y el procesamiento de 4,7 millones de toneladas métricas por año (MMT/A) de GNL; 300 MMPCD de gas metano que estará dirigido a satisfacer la demanda del mercado interno y el resto será exportado. La inversión requerida para el desarrollo de los campos costa afuera, la planta de GNL y la infraestructura asociada se estima en $2.700 millones (Bs5.805.000 millones). Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de estas obras en progreso es aproximadamente $136 millones y $32 millones (Bs291.933 millones y Bs68.575 millones), respectivamente.

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31 de diciembre de 2007 y 2006

63 (Continúa)

(h) El proyecto Jose 250, tiene por objetivo incrementar la capacidad de procesamiento de gas asociado generado en los campos de San Joaquín, Jusepín y Pirital del oriente del país, para satisfacer la demanda del mercado doméstico y el suministro de gas inyectado a los procesos de recuperación secundaria de los campos petroleros del norte del Estado Monagas. El proyecto consiste en la construcción de tres nuevas plantas de extracción líquida, una unidad de fraccionamiento, expansión del Terminal Marino del Condominio Jose; así como la construcción y expansión de tuberías para GNL. La inversión total estimada en este proyecto es $664 millones (Bs1.427.600 millones) y se estima que el proyecto culmine en el año 2009. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de estas obras en progreso es aproximadamente $77 millones y $21 millones (Bs164.620 millones y Bs44.627 millones), respectivamente.

(i) El proyecto Integral Ceuta - Tomoporo, tiene como objetivo maximizar la recuperabilidad del valor de las reservas de crudo del campo Ceuta - Tomoporo en el occidente del país, el cual tiene reservas estimadas de 1.000 millones de barriles de petróleo crudo de 23,6° API. El costo total estimado del proyecto es $3.870 millones (Bs8.319.437 millones), con un promedio de producción de petróleo crudo entre 90 MBD y 277 MBD, y se estima que el proyecto de desarrollo de estas reservas culmine en el año 2021. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de estas obras en progreso es aproximadamente $379 millones y $253 millones (Bs815.211 millones Bs544.334 millones), respectivamente.

(j) El proyecto de Reemplazo Planta TJ1, tiene como objetivo soportar adecuadamente los niveles de producción de gas previstos en el plan de negocios para el área central de Tía Juana en el occidente del país, disminuir las mermas operacionales de gas, lograr ahorro de 44% en el consumo de gas combustible y disminuir los altos costos de operación y mantenimiento. El costo total estimado del proyecto es $180 millones (Bs384.469 millones), y se estima que culmine para el año 2008. Durante el año 2007 se realizaron capitalizaciones parciales de saldos invertidos previamente. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de estas obras en progreso es aproximadamente $17 millones y $164 millones (Bs36.359 millones y Bs353.574 millones), respectivamente.

(k) El proyecto Planta Termoeléctrica y Obras de Interconexión, tiene por objeto incrementar la capacidad de generación y transmisión eléctrica en el occidente del país, para proyectos mayores como el Complejo Criogénico de Occidente y el Integral Ceuta - Tomoporo. El proyecto consiste en el diseño, procura, construcción, instalación y puesta en servicio de una planta de generación eléctrica de ciclo combinado, con capacidad para generar 500 millones de vatios (MW), en un primer módulo, y previsiones de expansión futura de 500 MW adicionales y obras de interconexión para 400.000, 230.000 y 115.000 voltios; lo que permitirá transportar la energía desde el sitio de construcción de la planta hasta la Costa Oriental del Lago. La inversión total estimada en este proyecto es $1.125 millones (Bs2.419.510 millones), y se estima culminar para el año 2009. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente $176 millones y $15 millones (Bs378.368 millones y Bs31.768 millones), respectivamente.

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31 de diciembre de 2007 y 2006

64 (Continúa)

(l) El proyecto de Fraccionamiento Craqueo Catalítico (FCC) - Cardón, tiene como objetivo reemplazar el conjunto reactor/despojador de la unidad de FCC de la Refinería Cardón. El proyecto consiste en la adecuación de la zona de reacción a las nuevas tecnologías desarrolladas para maximizar los beneficios de este tipo de unidades, tomando en cuenta las tendencias y ventajas del mercado local e internacional. Este proyecto permitirá implantar las tecnologías requeridas para garantizar la extensión de la vida útil de equipos críticos en la planta, bajo el escenario de exigencias de calidad de productos más restrictivas y maximizar ingresos por el incremento de carga a la unidad de FCC, lo cual a su vez permitirá aprovechar al máximo la infraestructura existente. La inversión total estimada en este proyecto es $407 millones (Bs875.050 millones), y se estima culminar en el año 2008. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente $324 millones y $159 millones (Bs695.585 millones y Bs342.212 millones), respectivamente.

(m) El proyecto de Conversión Profunda en la Refinería Puerto La Cruz, tiene como objeto maximizar la capacidad de procesamiento de crudos pesados y extra pesados para cubrir la demanda interna y exportar combustible. El proyecto consiste en el diseño, procura, construcción, instalación y puesta en servicio de unidades para procesar 210 MBD de crudo. La inversión total estimada en este proyecto es $1.600 millones (Bs3.440.000 millones), y se estima culminar en el año 2011. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente $129 millones y $20 millones (Bs276.826 millones y Bs43.986 millones), respectivamente.

(n) El proyecto de Expansión Refinería El Palito, tiene como objetivo la adecuación de esta refinería para el procesamiento de 140 MBD de crudo pesado y extra pesado con mínima producción de residuales, garantizando la producción de productos livianos (gasolinas/destilados) con calidad de exportación, y mejorar el margen de refinación en armonía con el ambiente y el entorno social de la instalación. Este proyecto está orientado hacia el aumento del procesamiento de crudo pesado y extra pesado en el parque refinador nacional y permitirá cambiar la dieta de la refinería de crudos de 28° API a 22° API. La inversión total estimada en este proyecto es $2.000 millones (Bs4.299.177 millones), y se estima culminar en el año 2011. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente $33 millones y $9 millones (Bs70.872 millones y Bs19.586 millones), respectivamente.

(o) El proyecto Gas Natural Vehicular (GNV), tiene como objetivo alcanzar el equilibrio socio - económico del país, a través del uso del gas. Durante la primera etapa del programa 2006 - 2009, se contempla la reactivación de 148 puntos de expendios de GNV en estaciones de servicio (E/S) existentes; así como también, la construcción de 350 nuevos puntos de expendios, para alcanzar en la primera etapa 498 E/S de GNV. Adicionalmente, el programa incluye la conversión de 171.000 unidades de transporte público, privados y de entes gubernamentales. Con la puesta en marcha de este programa, se ahorraran 56 MBD de gasolina y 1 MBD de diesel en el consumo interno de combustible líquido, lo que permitirá incrementar las exportaciones de estos productos. La inversión total estimada en este proyecto es $921 millones (Bs1.980.764 millones). Durante el año 2007 se realizaron capitalizaciones parciales de saldos invertidos previamente. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente $23 millones y $38 millones (Bs49.365 millones y Bs81.846 millones), respectivamente.

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65 (Continúa)

(p) El proyecto Plan de Recuperación Extraordinario de Mantenimiento en las Instalaciones de Occidente (PREMIO), tiene como objetivo mejorar las instalaciones y activos operacionales de exploración y producción en el occidente del país, mediante actividades de mantenimiento mayor y adquisición de equipos, para garantizar el incremento en los niveles de producción establecidos en el plan de negocios de la Compañía (Plan Siembra Petrolera). El proyecto se inició durante el año 2006, con una inversión total estimada de $2.047 millones (Bs4.401.050 millones) y su culminación está prevista para el año 2008. Durante el año 2007 se realizaron capitalizaciones parciales de los saldos invertidos durante los años 2006 y 2007. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente $1 millón y $668 millones (Bs2.423 millones y Bs1.436.200 millones), respectivamente.

(q) El proyecto de construcción y adquisición de buques, tiene como objetivo el diseño, procura, construcción y equipamiento de 42 buques tanqueros, orientados al transporte de petróleo crudo y productos refinados, que garanticen el cumplimiento de la política de diversificación de mercados, a fin de fortalecer la flota propia en concordancia con el plan de negocios de la Compañía (Plan Siembra Petrolera). La primera fase contempla alianzas con empresas y astilleros ubicados en Argentina, Brasil e Irán, para la construcción de 16 buques tanqueros, con una capacidad total aproximada de 6,8 millones de barriles, paralelamente con el desarrollo y modernización del astillero en Venezuela. La inversión total estimada en este proyecto es $1.115 millones (Bs2.396.175 millones), y se estima culminar en el año 2013. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente $304 millones y $18 millones (Bs654.072 millones y Bs38.034 millones), respectivamente.

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66 (Continúa)

(14) Inversiones en Afiliadas

Las inversiones en afiliadas contabilizadas bajo el método de participación patrimonial, se resumen a continuación:

2007 2006 2007 2006 2007 2006Participación patrimonial

Dólares Bolívares

Afiliadas en el exterior:Estados Unidos de América:

Participación de CITGO en sus afiliadas (*) (*) 77 170 165.550 362.266Chalmette Refining, L.L.C. (Chalmette Refining) 50 50 440 392 948.600 844.397Merey Sweeny, L.P. (Merey Sweeny) 50 50 46 52 98.900 111.452Islas Vírgenes - Hovensa L.L.C. (Hovensa) 50 50 845 964 1.821.750 2.072.323

1.408 1.578 3.034.800 3.390.438Alemania:

Ruhr Oel GmbH (Ruhr) 50 50 200 179 430.359 384.001Suecia:

AB Nynäs Petroleum (Nynäs) 50 50 226 183 486.900 393.121Otras:

PDV Cupet, S.A. 49 49 95 98 204.650 210.684Petrolera del Cono Sur, S.A. 46 46 18 15 38.700 32.250 Afiliadas de Bitúmenes Orinoco, S.A. (BITOR) (*) (*) 5 5 10.750 10.750 Afiliadas de PDVSA América, S.A. (*) - 2 - 4.300 -

1.954 2.058 4.210.459 4.421.244Afiliadas en Venezuela:

Petrozuata (véanse las notas 3-a y 9-a) - 50 - 314 - 675.088Ceras de Venezuela, C.A. (Ceraven) - 49 - 10 - 21.070 Propilenos de Falcón, C.A. (Profalca) 35 35 31 31 66.650 66.165 Quiriquire Gas, S.A. 40 40 78 70 167.700 151.468Gas Guárico, S.A. 30 30 21 19 45.150 40.442 Otras (*) (*) 4 1 8.600 2.317

134 445 288.100 956.550 2.088 2.503 4.498.559 5.377.794

31 de diciembre de

Porcentaje de

(en millones)%participación

(*) Porcentajes de participación que oscilan entre 20% y 50% en varias afiliadas.

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67 (Continúa)

A continuación se resume la información de las inversiones de PDVSA en afiliadas (en millones):

31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Dólares Bolívares

Inversiones en afiliadas (véase la nota 28) 2.088 2.503 4.498.559 5.377.794Participación patrimonial en resultados

netos de afiliadas (véase la nota 28) 733 1.120 1.577.603 2.411.135Desincorporación de afiliadas (115) - (247.250) -Efecto por desincorporación de afiliadas de

Pequiven - (580) - (1.247.000)Efecto por desincorporación de la inversion

en LYONDELL-CITGO - (342) - (735.300)Incorporación de nuevas afiliadas - 202 - 434.300Dividendos recibidos de afiliadas (635) (1.236) (1.365.932) (2.657.400)Efecto por consolidación de Petrozuata

(véase la nota 9-a) (374) - (804.100) -Inversiones, netas de efectos por conversión (24) (103) (48.659) (228.521)

Entre enero y febrero de 2007, CITGO vendió su participación de 6,8% y 15,8% en Explorer Pipeline Company y Colonial Pipeline Company, respectivamente. Por esta venta, CITGO recibió aproximadamente $756 millones en efectivo (Bs1.625.400 millones) y reconoció una ganancia por la venta de esta inversión de $641 millones (Bs1.378.150 millones).

En agosto de 2006, CITGO vendió su participación de 41,25% en LYONDELL-CITGO, con fecha efectiva 31 de julio de 2006. Por esta venta, CITGO recibió $1.774 millones (Bs3.814.100 millones) en efectivo y, reconoció una ganancia, por la venta de esta inversión de $1.432 millones (Bs3.078.800 millones). Adicionalmente, CITGO también recibió un pago de una cuenta por cobrar de LYONDELL-CITGO por $35 millones (Bs75.250 millones), e intereses relacionados por $4 millones (Bs8.600 millones).

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68 (Continúa)

A continuación se presenta un resumen de la información financiera combinada de las afiliadas en el exterior y en Venezuela (en millones):

Dólares -

31 de diciembre de

Venezuela Exterior Total Venezuela Exterior Total

Situación financiera:Activo no corriente 1.003 5.716 6.719 3.660 6.551 10.211Activo corriente 580 3.842 4.422 993 2.613 3.606Pasivo no corriente (940) (2.062) (3.002) (2.253) (3.151) (5.404)Pasivo corriente (282) (3.507) (3.789) (873) (2.561) (3.434)

Patrimonio neto 361 3.989 4.350 1.527 3.452 4.979

Resultados de operacionesdel año:

Ventas 1.486 25.687 27.173 1.627 26.474 28.101Ganancia operativa 680 1.943 2.623 843 2.656 3.499Ganancia neta 132 1.284 1.416 413 2.061 2.474

20062007

Bolívares -

31 de diciembre de2007 2006

Venezuela Exterior Total Venezuela Exterior Total

Situación financiera:Activo no corriente 2.156.308 12.289.671 14.445.979 7.869.000 14.084.650 21.953.650Activo corriente 1.246.171 8.259.633 9.505.804 2.134.950 5.617.950 7.752.900Pasivo no corriente (2.021.776) (4.432.961) (6.454.737) (4.843.950) (6.774.650) (11.618.600)Pasivo corriente (605.615) (7.540.580) (8.146.195) (1.876.950) (5.506.150) (7.383.100)

Patrimonio neto 775.088 8.575.763 9.350.851 3.283.050 7.421.800 10.704.850

Resultados de operacionesdel año:

Ventas 3.195.452 55.227.369 58.422.821 3.498.050 56.919.100 60.417.150Ganancia operativa 1.432.112 4.177.885 5.609.997 1.812.450 5.710.400 7.522.850Ganancia neta 284.654 2.760.721 3.045.375 887.950 4.431.150 5.319.100

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69 (Continúa)

(15) Cuentas por Cobrar a Largo Plazo y Otros Activos

Las cuentas por cobrar a largo plazo y otros activos comprenden lo siguiente (en millones):

31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Dólares Bolívares

Cuentas por cobrar a largo plazo a entidades relacionadas (véasela nota 28) 2.013 1.483 4.328.869 3.186.894

Entes ejecutores del FONDESPA (veánse las notas 16 y 28) 836 882 1.797.981 1.896.300

Cuentas por cobrar a largo plazo - convenios energéticos (véase la nota 9-d) 979 707 2.105.327 1.520.050

Materiales y suministros (véasela nota 17) 69 45 148.248 96.884

Edificaciones usadas por entesgubernamentales (véase la nota 28) 82 87 176.340 187.781

Otros 504 455 1.083.869 977.9774.483 3.659 9.640.634 7.865.886

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31 de diciembre de 2007 y 2006

70 (Continúa)

Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, la Compañía determinó y ajustó a su valor razonable los saldos por cobrar a cada uno de los entes ejecutores de los programas y proyectos; así como también las cuentas por cobrar a largo plazo convenios energéticos, reconociendo pérdidas por $446 millones y $822 millones, (Bs960.893 millones y Bs1.767.700 millones), respectivamente, que se incluyen en los estados consolidados de resultados en el rubro otros (ingresos) egresos, neto. A continuación se muestra un resumen de los ajustes al valor razonable al 31 de diciembre de 2007 y 2006 (en millones):

Dólares -

Valor Valor Ajuste al valor razonablecontractual razonable acumulado del año

31 de diciembre de 2007:Entes ejecutores del FONDESPA 2.195 836 1.359 126Cuentas por cobrar a largo plazo -

convenios energéticos 1.934 979 955 3204.129 1.815 2.314 446

31 de diciembre de 2006:Entes ejecutores del FONDESPA 2.115 882 1.233 292Cuentas por cobrar a largo plazo -

convenios energéticos 1.342 707 635 5303.457 1.589 1.868 822

Bolívares -

Valor Valorcontractual razonable acumulado del año

31 de diciembre de 2007:Entes ejecutores del FONDESPA 4.719.655 1.797.981 2.921.672 270.743Cuentas por cobrar a largo plazo -

convenios energéticos 4.159.157 2.104.506 2.054.654 690.1508.878.812 3.902.487 4.976.326 960.893

31 de diciembre de 2006:Entes ejecutores del FONDESPA 4.547.231 1.896.300 2.650.931 628.200Cuentas por cobrar a largo plazo -

convenios energéticos 2.884.551 1.520.050 1.364.501 1.139.5007.431.782 3.416.350 4.015.432 1.767.700

Ajuste al valor razonable

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71 (Continúa)

(16) Efectivo Restringido

El efectivo restringido comprende lo siguiente (en millones):

31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Dólares Bolívares

Fideicomisos suscritos con el Banco de Desarrollo Económico y Social de Venezuela (BANDES), paraprogramas y proyectos sociales (véase la nota 28):

Fondo para el Desarrollo Económico y Social del País (FONDESPA) 686 924 1.475.674 1.985.744

Convenio Integral de Cooperación con la República Argentina (véase la nota 9-d) 12 72 26.686 155.291

698 996 1.502.360 2.141.035

Fondo para la Estabilización Macroeconómica (FEM) (véase la nota 28) 805 766 1.730.750 1.646.768

Fideicomiso suscrito con Banfoandes, Banco Universal, C.A. (BANFOANDES), para la construcción y acondicionamiento de módulos asistenciales para la Misión Barrio Adentro (véase la nota 28) 14 16 29.348 35.452

Fondos para los proyectos de crudo extrapesado en la Faja Petrolífera del Orinoco (véanse las notas 9-a, 33-a y 33 -b) 1.728 479 3.714.309 1.028.358

Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas suscrito con la República Oriental del Uruguay (véase la nota 9-d) 1 98 2.516 211.047

Cuenta de liquidez de PDVSA Finance Ltd. yCITGO (véase la nota 21) 50 11 107.391 26.197

Otros 2 3 3.435 4.906

3.298 2.369 7.090.109 5.093.763Menos, porción corriente 1.555 441 3.341.005 948.649

Porción a largo plazo 1.743 1.928 3.749.104 4.145.114

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72 (Continúa)

Fideicomisos en el BANDES

Con base en la nueva responsabilidad social que corresponde a PDVSA, se han constituido los siguientes fideicomisos con el BANDES para atender básicamente programas y proyectos sociales, obras, bienes y servicios destinados al desarrollo de infraestructura, actividad agrícola, vialidad, salud y educación en el país:

a) FONDESPA, aprobado en Asamblea de Accionista de fecha 23 de enero de 2004, constituido en dólares y conformado por los ingresos extraordinarios provenientes de la exportación de petróleo crudo y sus productos que excedieron el precio promedio presupuestado por barril, netos de regalías, impuestos y otros gastos directos, en los años 2004 y 2005. En el año 2006 se efectuó un aporte extraordinario por $229 millones (Bs491.813 millones) para garantizar el cumplimiento de los compromisos de proyectos previamente aprobados. Este fondo no recibió aportes durante el año 2007.

b) Convenio Integral de Cooperación con la República Argentina, producto de la firma del Convenio Integral de Cooperación entre la República Bolivariana de Venezuela y la República Argentina, en reunión de Junta Directiva de PDVSA, efectuada el 15 de julio de 2004, se aprobó la constitución de este fideicomiso en dólares. Dicho fideicomiso estará conformado por las cantidades de dinero y títulos valores provenientes de la cobranza a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA), empresa energética estatal Argentina, por las ventas de petróleo crudo y sus productos que PDVSA efectúe de acuerdo con el convenio (véase la nota 9-d). Los fondos estarán restringidos para efectuar pagos a las empresas ubicadas en la República Argentina por las importaciones de bienes y servicios provenientes de ese país. Durante los años 2007 y 2006, se efectuaron aportes a este fideicomiso por $101 millones y $96 millones (Bs217.150 millones y Bs207.079 millones), respectivamente, véase la nota 28.

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73 (Continúa)

Las operaciones relacionadas con el FONDESPA son controladas y reflejadas en los estados financieros consolidados a través de la filial CVP. Las asignaciones a los entes ejecutores de los proyectos son contabilizados por CVP como cuentas por cobrar a largo plazo (véase la nota 15), o como egresos, en la medida que se efectúan los desembolsos de acuerdo con las condiciones establecidas en los respectivos contratos. Un resumen de la información financiera en el FONDESPA, comprende lo siguiente (en millones):

31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Dólares Bolívares

Activos:Efectivo 686 924 1.475.674 1.985.828Cuentas por cobrar a largo plazo, netas

(véase la nota 15) 836 882 1.797.981 1.896.300

Total activos 1.522 1.806 3.273.655 3.882.128

Aportes:Aportes efectuados acumulados 4.229 4.229 9.091.813 9.091.813

Resultado acumulado al inicio del año (2.423) (1.262) (5.209.685) (2.713.936)Resultados del año (284) (1.161) (608.473) (2.495.749)Resultado acumulado al final del año (2.707) (2.423) (5.818.158) (5.209.685)

Total aportes netos 1.522 1.806 3.273.655 3.882.128

Años terminados el 31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Dólares Bolívares

Resultado de operaciones:Intereses ganados 39 74 86.300 158.229Comisiones y gastos, netos (2) (4) (5.059) (7.087)Gastos para el desarrollo social

(véase la nota 28) (195) (939) (418.971) (2.018.691)Ajuste al valor razonable de las

cuentas por cobrar a largo plazo (véase la nota 15) (126) (292) (270.743) (628.200)

Resultado neto de operaciones (284) (1.161) (608.473) (2.495.749)

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31 de diciembre de 2007 y 2006

74 (Continúa)

Fondo para la Estabilización Macroeconómica (FEM)

En noviembre de 2003, el Gobierno Nacional constituyó el FEM, con el objetivo de promover la estabilidad de los gastos del Estado en los niveles nacional, estatal y municipal, frente a las fluctuaciones de los ingresos ordinarios. De acuerdo con la Ley, PDVSA realizó aportes en dólares hasta el año 2003 sobre la base de los ingresos adicionales de origen petrolero, determinados por 50% de la diferencia en exceso entre los ingresos por exportación de petróleo crudo y sus productos y el promedio de dichos ingresos recaudados en los últimos tres años calendario, después de deducir los impuestos relacionados con tales ingresos. La Ley y sus reformas no han previsto aportes adicionales desde el año 2004.

Los recursos del FEM pueden ser usados en caso de suceder una disminución en los ingresos fiscales, cualquiera sea su origen, con relación al promedio de dichos ingresos recaudados en los últimos tres años calendario o en caso de estado de emergencia económica decretado de conformidad con la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela. Para el retiro de los recursos del FEM por parte de las entidades titulares, se informará a la Comisión Permanente de Finanzas de la Asamblea Nacional; así como también, a la Contraloría General de la República, y se iniciará el respectivo trámite descrito en la Ley.

Durante 2007 y 2006, este fondo originó ingresos financieros por $39 millones (Bs83.986 millones) en cada año, que se incluyen en los estados consolidados de resultados en el rubro otros (ingresos) egresos, neto.

Fideicomiso suscrito con BANFOANDES, para la Construcción y Acondicionamiento de Módulos Asistenciales para la Misión Barrio Adentro

El 24 de marzo de 2005, la Junta Directiva de PDVSA aprobó la constitución de un fideicomiso entre Palmaven, S.A. (filial de PDVSA) y BANFOANDES. Dicho fideicomiso se creó el 20 de junio de 2005 y está destinado a la creación de 1.000 módulos de asistencia médica para la Misión Barrio Adentro. Este fideicomiso fue constituido con un aporte inicial de $23 millones (Bs49.450 millones) y tendrá una duración de un año, prorrogable, automáticamente, por períodos iguales (véase la nota 28). Durante los años 2007 y 2006 este fideicomiso no recibió aportes adicionales de PDVSA.

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75 (Continúa)

Fondos para los Proyectos de Crudo Extrapesado en la Faja Petrolífera del Orinoco

Corresponde a fondos depositados en instituciones financieras en el exterior, restringidos para cumplir compromisos relacionados con el financiamiento recibido para el desarrollo de los proyectos de producción y mejoramiento del crudo extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco. A continuación un detalle de estos fondos al 31 de diciembre de 2007 y 2006 (en millones):

2007 2006 2007 2006

Petrozuata 656 - 1.411.083 -Proyecto Hamaca 260 89 557.683 191.635Proyecto Sincor 448 205 962.606 440.380Proyecto Cerro Negro 364 185 782.937 396.343

1.728 479 3.714.309 1.028.358Menos porción a largo plazo 230 123 496.239 263.060Porción corriente 1.498 356 3.218.070 765.298

31 de diciembre de

Dólares Bolívares

Acuerdo de Cooperación Energética suscrito con la República Oriental del Uruguay

Como resultado de este acuerdo, suscrito en el año 2005, PDVSA se compromete a suministrar petróleo crudo, productos refinados y gas licuado de petróleo (GLP) a la República Oriental del Uruguay (véase la nota 9-d). Durante el año 2005, se efectuó un aporte inicial por $44 millones (Bs94.600 millones) en una cuenta de una institución financiera ubicada en la República Oriental del Uruguay, en la cual serán depositadas las cobranzas a la Administradora Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (ANCAP), empresa petrolera de la República Oriental del Uruguay, provenientes de las ventas relacionadas con este acuerdo. Estos fondos están restringidos para realizar pagos a las empresas ubicadas en la República Oriental del Uruguay, por las importaciones de bienes y servicios provenientes de ese país. Durante los años 2007 y 2006, se efectuaron aportes a este fondo por $24 millones y $191millones (Bs51.600 millones y Bs410.650 millones), respectivamente (véanse las notas 9-d y 28).

Cuenta de Liquidez de PDVSA Finance, Ltd. y CITGO

Corresponde a la “cuenta de liquidez”, cuya constitución se encuentra establecida en el convenio suscrito con las instituciones financieras para la emisión de bonos, la cual está integrada por efectivo y depósitos a plazos, incluyendo los intereses devengados sobre estos montos.

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76 (Continúa)

(17) Inventarios

A continuación se presenta un resumen de los inventarios (en millones):

31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Dólares BolívaresMateriales y suministros, neto 1.011 718 2.172.188 1.542.180Petróleo crudo y sus productos 7.528 6.330 16.184.836 13.604.777

8.539 7.048 18.357.024 15.146.957Menos, materiales y suministros

clasificados en otros activosno corrientes (véase la nota 15) 69 45 148.248 96.884

8.470 7.003 18.208.776 15.050.073

(18) Documentos y Cuentas por Cobrar

Los documentos y cuentas por cobrar incluyen lo siguiente (en millones):

31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Dólares Bolívares

Empresas y entidades relacionadas (véase la nota 28) 2.824 1.132 6.071.600 2.433.736

Otras cuentas por cobrar 748 206 1.608.386 442.888 Cuentas por cobrar a empresas de

seguro 348 208 748.218 447.188 Gastos reembolsables 353 17 758.968 36.549 Comerciales 7.564 8.118 16.262.994 17.453.238

11.837 9.681 25.450.166 20.813.599Menos, estimación para cuentas

de cobro dudoso 150 135 322.508 290.242 11.687 9.546 25.127.658 20.523.357

Las exposición a los riesgos de crédito y moneda relacionadas con los documentos y cuentas por cobrar se presentan en la nota 25.

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(19) Gastos Pagados por Anticipado y Otros Activos

Los gastos pagados por anticipado y otros activos incluyen lo siguiente (en millones):

31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Dólares Bolívares

Impuesto sobre la renta pagado en exceso (véase nota 28) 6.100 2.240 13.115.000 4.814.990

Valores negociables 317 309 681.550 664.350Anticipo a proveedores y contratistas 723 175 1.554.450 377.312Seguros pagados por anticipado 157 84 337.550 180.600Activos derivados 39 52 83.850 111.222Otros activos 385 125 827.722 273.144

7.721 2.985 16.600.122 6.421.618

El pago de las declaraciones estimadas de impuesto sobre la renta de ciertas filiales durante el año 2007 y 2006, resultó en un exceso por $3.860 millones y $2.240 millones (Bs8.300.010 millones y Bs4.814.990 millones), respectivamente, con respecto a la declaración definitiva de rentas. El saldo acumulado de impuesto pagado en exceso al 31 de diciembre de 2007 y 2006, por $6.100 millones y $2.240 millones (Bs13.115.000 millones y Bs4.814.990 millones) respectivamente, serán compensados en declaraciones de rentas futuras.

(20) Patrimonio

Capital Social

De acuerdo con el documento constitutivo de la Compañía, el valor nominal del capital social es de Bs1.280.100 millones correspondientes a 51.204 acciones. Según lo establecido en la Ley, las acciones no pueden ser enajenadas ni gravadas en forma alguna (véase la nota 1).

Los saldos en dólares y bolívares que se presentan en el estado de movimiento del patrimonio, son el resultado de la aplicación de las Normas Internacionales de Información Financiera para la preparación de estados financieros en moneda funcional y moneda de presentación.

Reservas

La reserva legal es un requisito para las empresas venezolanas. De acuerdo con las leyes venezolanas la reserva legal no puede ser distribuida como dividendos.

Las otras reservas incluyen, principalmente, la reserva para la realización del activo por impuesto sobre la renta diferido y la reserva para nuevas inversiones.

En Asamblea de Accionista realizada el 30 de diciembre de 2007, con base en un análisis efectuado por la gerencia, decidió transferir el saldo total de la reserva para activos por impuesto sobre la renta diferido de $1.908 millones (Bs4.105.835millones) a las ganancias acumuladas.

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Transferencia del Ajuste Acumulado por Traducción en Bolívares

En la Asamblea de Accionista realizada el 30 de diciembre de 2007, se decidió transferir a las correspondientes cuentas del patrimonio el ajuste acumulado por traducción determinado al 31 de diciembre de 2005, el cual resultó del proceso de preparación de los estados financieros consolidados en bolívares. Este ajuste a los valores históricos, previamente reconocidos, se efectuó para incorporar las correcciones monetarias que surgieron del proceso de traducción, con la finalidad de reflejar en las cuentas de patrimonio saldos más acorde con la realidad económica y financiera actual de la Compañía.

A continuación se presenta un detalle de las cuentas y saldos afectados:

31 de diciembre de 2005

Valores Valores Ajuste AcumuladoHistóricos Ajustados por traducción

Capital social 1.280.100 84.052.100 82.772.000Reservas legales y otras 5.158.309 18.973.750 13.815.441(Pérdidas) ganancias acumuladas 41.642.583 (1.945.750) (43.588.333)Intereses minotitarios 47.466 174.150 126.684

48.128.458 101.254.250 53.125.792

(en millones de bolívares)

Dividendos

Los dividendos en efectivo al Accionista son decretados y pagados en bolívares con base en los estados financieros estatutarios que reflejan ganancias no distribuidas.

Durante el año 2007, se decretaron y pagaron dividendos en efectivo por $2.658 millones (Bs5.714.750 millones). Durante el año 2006, se decretaron dividendos por $3.033 millones (Bs6.521.323 millones) los cuales se pagaron de la siguiente forma: $1.317 millones (Bs2.832.000 millones) mediante anticipos al Accionista a cuenta de dividendos, efectuados durante el año 2005; $1.317 millones (Bs2.832.000 millones) millones pagados en efectivo durante el año 2006; y $399 millones (Bs857.400 millones) mediante cesiones de pagarés efectuadas durante el año 2006.

Aporte Adicional del Accionista

Durante el año 2007, el aporte adicional del Accionista incluye $93 millones (Bs200.789 millones) correspondientes a las contribuciones en propiedades, plantas y equipos realizadas para la constitución de las empresas mixtas Lagopetrol, S.A. y Petrodelta, S.A. Adicionalmente, el aporte adicional del accionista incluye una disminución de $223 millones (Bs479.530 millones) producto de un análisis efectuado por la gerencia de la Compañía, con nueva información obtenida, relacionado con el valor de los activos aportados inicialmente para la constitución de las empresas mixtas.

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Durante el año 2006, el aporte adicional del Accionista incluye $4.931 millones (Bs10.601.650 millones) correspondientes a las contribuciones en propiedades, plantas y equipos realizadas para la constitución de las empresas mixtas, las cuales se crearon siguiendo instrucciones del Ejecutivo Nacional, a través del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo y la Asamblea Nacional de la República Bolivariana de Venezuela, y de conformidad con el “Contrato para la Conversión a Empresa Mixta” (véase la nota 9-b).

Intereses Minoritarios

Los intereses minoritarios que se muestran en el estado consolidado de movimiento de las cuentas de patrimonio, corresponden a la participación de los inversionistas minoritarios en el patrimonio y resultados consolidados por los años terminados el 31 de diciembre de 2007 y 2006. Durante el año 2007, las empresas mixtas decretaron y pagaron dividendos por $974 millones (Bs2.095.020 millones), de los cuales $379 millones (Bs813.663 millones) corresponden a los inversionistas minoritarios. Adicionalmente, los inversionistas minoritarios de las empresas mixtas efectuaron un aporte adicional de capital de trabajo por $3 millones (Bs5.879 millones).

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(21) Deuda a Largo Plazo

La deuda a largo plazo consiste en lo siguiente (en millones):

31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Dólares Bolívares(En millones)

PDVSA (Casa Matriz):Préstamos garantizados, otorgados por agencias gubernamentales

de exportación e instituciones financieras, con interés anualvariable LIBOR más 0,5% y vencimiento en el año 2008 200 400 430.000 860.000

Préstamos garantizados, otorgados por agencias gubernamentalesde exportación e instituciones financieras, con interés anual variableentre 1,70% y 2,30% y vencimiento en el año 2012 (en yenes) 213 249 457.950 535.350

Facilidad de crédito no garantizada, a interés variable LIBOR más4,5% y vencimiento en el año 2010 6 9 12.900 19.350

Bonos no garantizados, con vencimientos en los años 2017, 2027 y 2037, por un monto de $3.000 millones, $3.000 millones y $1.500millones y con intereses anuales pagaderos semestralmentede 5,25%, 5,375% y 5,50%, respectivamente 7.500 - 16.125.000 -

Préstamos garantizados, otorgados por agencias gubernamentalesde exportación e instituciones financieras, con interés anualvariable LIBOR más 1,13% y vencimiento en el año 2022 3.327 - 7.153.050 -

Línea de crédito rotativa, no garantizada, con interés variableLIBOR más 1%, y vencimiento en el año 2008 prorrogable 1.124 - 2.416.600 -

12.370 658 26.595.500 1.414.700

CITGO:

Facilidad de crédito rotativa garantizada, con interés anual de 8,25% y vencimiento en el año 2010 80 21 172.000 45.150

Facilidad de crédito, con tasa de interés LIBOR más 1,75% yvencimiento en el año 2008 1.000 - 2.150.000 -

Acuerdo de crédito garantizado por $700 millones, con interés variable LIBOR más 137,5 puntos bases o 6,45% y vencimientoen el año 2012 637 643 1.369.550 1.382.450

Bonos exentos de impuesto, con tasa anual variable y fija,entre 3,92% y 8,00%, garantizados con cartas de créditoy vencimientos entre los años 2008 y 2037 562 529 1.208.300 1.137.350

Bonos sujetos a impuesto, garantizados con cartas de crédito, a tasas variables de 5,88% y con vencimiento en el año 2026 60 60 129.000 129.000

2.339 1.253 5.028.850 2.693.950

Van, 14.709 1.911 31.624.350 4.108.650

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31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Dólares Bolívares(En millones)

Vienen, 14.709 1.911 31.624.350 4.108.650

PDVSA Petróleo (véase la nota 9-a):Préstamo de Petrozuata, garantizado con interés anual variable,

entre LIBOR más 1,25% a 1,50%, con vencimiento entrelos años 2009 y 2011 177 - 380.550 -

Bonos de Petrozuata garantizados, con tasa de interés entre 7,63% y 8,37% anual, y vencimientos entre los años2009, 2017 y 2022 800 - 1.720.000 -

Línea de crédito de PDVSA Sincor, garantizada, a interés anualvariable entre LIBOR más 5,53% y 6,97% y vencimientosentre los años 2007 y 2012 236 283 507.819 608.159

Bonos de PDVSA Cerro Negro, garantizados, con interés anual entre 7,33% y 8,03%, y vencimientos entre los años 2006 y 2028 - 247 - 531.050

Línea de crédito de PDVSA Cerro Negro, garantizada, a interésvariable LIBOR más 5,43% al 6,45% y vencimientos entrelos años 2006 y 2012 - 78 - 167.700

Línea de crédito de Corpoguanipa, garantizada, a interés variableLIBOR más 4,34% al 5,40% y vencimientos entrelos años 2008 y 2018 - 232 - 498.800

1.213 840 2.608.369 1.805.709

PDVSA Virgin Island, Inc. (PDVSA VI):Bonos garantizados por PDVSA y la participación accionaria

en Hovensa, con interés anual de 8,46%, y vencimientos entrelos años 2008 y 2009 76 137 163.400 294.550

PDVSA Gas:Pagarés de Tropigas, S.A.C.A., con interés anual de 17,67% y con

vencimiento en el año 2008 (en bolívares) 5 - 10.750 -Bariven, S.A.:

Préstamos garantizados, otorgados por agencias gubernamentalesde exportación e instituciones financieras, con interés anualvariable y fijo entre 6,13% y 7,69%, y vencimiento en el año 2008 3 26 6.450 55.900

16.006 2.914 34.413.319 6.264.809Menos porción corriente de la deuda a largo plazo 2.877 652 6.185.006 1.402.690

Porción a largo plazo 13.129 2.262 28.228.313 4.862.119

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82 (Continúa)

Los vencimientos de la porción a largo plazo, al 31 de diciembre de 2007, son los siguientes:

Dólares BolívaresAños2009 447 961.050 2010 422 907.300 2011 436 937.400 2012 1.113 2.393.913 Años restantes 10.711 23.028.650

13.129 28.228.313

(en millones)

La deuda a largo plazo está denominada en dólares, excepto las deudas en yenes y en bolívares indicadas anteriormente.

Emisión de Bonos y Otros Financiamientos

Entre los meses de enero y febrero del año 2007 se aprobó la emisión de la oferta pública de bonos, hasta por $7.500 millones (Bs16.125.000 millones) con vencimientos a 10, 20 y 30 años (2017, 2027 y 2037). Esta emisión fue dirigida y regulada por el BCV, y quedó exceptuada del ámbito de aplicación de la Ley de Mercados de Capitales de Venezuela, en virtud del carácter de empresa estatal que tiene PDVSA. El cupón de rendimiento de los bonos emitidos es de 5,25%, 5,375% y 5,50% anual, para los vencimientos a 10, 20 y 30 años, respectivamente. Los bonos por pagar son reconocidos inicialmente al valor razonable, ajustado por los costos incurridos en la transacción y, posteriormente, son contabilizados a su costo amortizado; cualquier diferencia entre el valor razonable ajustado y el valor de redención es reconocido en el estado consolidado de resultados durante el período del financiamiento, utilizando el método de interés efectivo. En la emisión combinada de estos bonos se generó una prima de 5,5%, la cual alcanzó $413 millones (Bs886.875 millones) y durante el año 2007, fue reconocido $20 millones (Bs42.411 millones), en el estado consolidado de resultados de ese año, en el rubro de otros (ingresos) egresos, neto (véase la nota 23).

Entre el 12 de abril y el 10 de mayo de 2007, se completó el proceso de emisión de los bonos, alcanzándose la colocación de los $7.500 millones (Bs16.125.000 millones) ofertados. Asimismo, el 12 de abril de 2007, fue publicado el Decreto Nº 5.282 que establece la exoneración del pago de impuesto sobre la renta a los enriquecimientos obtenidos por los tenedores, provenientes de esta colocación.

En febrero de 2007 un grupo de bancos, liderados por el Japan Bank for International Cooperation (JBIC), aprobó el otorgamiento de un préstamo a la Compañía por $3.500 millones (Bs7.525.000 millones). Este préstamo tiene un vencimiento a 15 años, causará intereses a una tasa equivalente a LIBOR más 1,13%, e incluye opciones de pagos en efectivo o mediante la entrega de petróleo crudo y productos a precios de mercado, sujeto a un acuerdo de cantidades mínimas, revisadas cada tres años. Al 31 de diciembre de 2007 la Compañía ha efectuado pagos por $173 millones (Bs371.950 millones), quedando un saldo pendiente a esa fecha de $3.327 millones (Bs7.153.050 millones).

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En enero de 2007, la Compañía contrató una línea de crédito por $1.124 millones (Bs2.416.600 millones) con un grupo de bancos liderado por el BNP Paribas. Este préstamo tiene fecha de vencimiento el 30 de enero de 2008 y puede ser extendido por un año adicional con la aprobación de los prestamistas que representen más de 50% del compromiso original. Este préstamo causará intereses a una tasa equivalente a LIBOR, más un incremento calculado con base en el riesgo país de Venezuela, establecido por una agencia calificadora. A la fecha de la emisión, este incremento era de 1,15% (véase la nota 33-b)

En el mes de diciembre de 2007, PDVSA pagó $501 millones (Bs1.077.150 millones), por el 99% de los bonos, con vencimientos en los años 2009, 2020 y 2028, del antiguo Convenio de Asociación Cerro Negro conformado por PDVSA, Exxon Mobil y British Petroleum, que operaba en la Faja Petrolífera del Orinoco. Asimismo, PDVSA pagó $129 millones (Bs277.350 millones) a un sindicato de bancos liderado por el ABN Amro Bank, para un total pagado de $630 millones (Bs1.354.500 millones), con lo cual se finiquitó el endeudamiento del antiguo convenio de asociación. Con el pago de las acreencias de Cerro Negro, se da inicio al proceso de constitución de una nueva empresa mixta denominada Petromonagas, S.A., en la cual PDVSA poseerá 83,33% de las acciones a través de la CVP, y British Petroleum (BP) 16,67%, a través de su filial Veba Oil & Gas Cerro Negro GMBH. Véase la nota 9-a.

Durante el año 2007, PDVSA pagó en su totalidad el endeudamiento del antiguo Convenio de Asociación Hamaca, conformado por PDVSA, ConocoPhillips y ChevronTexaco, que operaba en la Faja Petrolífera del Orinoco. PDVSA pagó la deuda en dos partes: la primera, a través de un prepago inicial de $400 millones (Bs860.000 millones), el 30 de noviembre de 2007; y la segunda, por medio de un pago final de $340 millones (Bs731.000 millones), el cual se concretó el 14 de diciembre de 2007, para un pago total de $740 millones (Bs1.591.000 millones). De este monto correspondió a PDVSA el 70% y a ChevronTexaco el 30%, de acuerdo con la participación en acciones en la nueva empresa mixta. Los pagos fueron efectuados por Corpoguanipa y por Texaco Orinoco Resources Company, filial de Chevron Corporation (véase la nota 9 - a).

El 15 de noviembre de 2005, CITGO se comprometió, con una facilidad de crédito preferencial garantizada por $1.850 millones (Bs3.977.500 millones), conformada por una facilidad de crédito rotativo de 5 años por $1.150 millones (Bs2.472.500 millones) y un préstamo de $700 millones (Bs1.505.000 millones) con plazo de 7 años. La facilidad de crédito está garantizada por los intereses de CITGO en sus refinerías de Lake Charles, en Louisiana, y de Corpus Christi, en Texas; sus cuentas por cobrar comerciales y sus inventarios; además, está sujeta a convenios típicos para este financiamiento garantizado. El 17 de diciembre de 2007, CITGO modificó esta facilidad de crédito para incorporar el pago de la garantía de un préstamo puente a seis meses por $1.000 millones (Bs2.150.000 millones). Este préstamo a corto plazo se acordó con un sindicato de bancos liderado por el BNP Paribas y el UBS, y vence el 17 de junio del 2008. Los fondos netos recibidos por CITGO se utilizaron para hacer un préstamo a PDVSA. El costo de generación de este financiamiento por $22 millones (Bs47.300 millones), será amortizado durante el plazo del préstamo. CITGO tiene la opción de elegir entre: (i) la mayor de la tasa premium o la tasa de los fondos federales más un margen de 0,5%; ó (ii) la tasa LIBOR ajustada más el margen que aplica para el caso. Al 31 de diciembre del 2007, la tasa de interés del préstamo es 6,06% con base en la opción de la tasa LIBOR.

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31 de diciembre de 2007 y 2006

84 (Continúa)

El 13 de marzo de 2006, PDVSA Finance Ltd. hizo pública la oferta de redención del total de la deuda pendiente a esa fecha por $83 millones (Bs178.450 millones). Esta redención se efectuó el 11 de abril de 2006 mediante el pago de una prima por, aproximadamente, $13 millones (Bs27.950 millones), la cual se incluye en los estados consolidados de resultados en el rubro otros (ingresos) egresos, neto (véanse las notas 11 y 16).

A partir de octubre de 2007, la información financiera de Petrozuata se incluye en los estados financieros consolidados de la Compañía, por lo cual se reconoce como parte de la deuda consolidada, a partir de esa fecha, el préstamo y los bonos garantizados de esa filial (véanse las notas 3-a y 9-a).

Petrozuata ha suscrito acuerdos (préstamos rotativos), sujeto a ciertas condiciones, con algunos prestamistas por un monto adicional de financiamiento por $450 millones (Bs976.500 millones). Petrozuata recibió y utilizó $450 millones (Bs976.500 millones) producto de este acuerdo. Los intereses son calculados a la tasa LIBOR, más un porcentaje entre el 1,12% y 1,25%, y son pagados semestralmente en abril y octubre de cada año. El monto de la amortización del principal es de $38,9 millones (Bs83.635 millones) anuales pagaderos en dos cuotas semestrales, comenzando en el año 2001.

En junio de 1997 Petrozuata Finance Inc., una filial de Petrozuata creada con el único propósito de realizar la colocación de oferta privada de bonos, realizó una emisión de bonos por $988 millones (Bs2.124.200 millones) neto de descuento por $12 millones (Bs27.950 millones), a través de la emisión de bonos Serie “A” ($300 millones equivalentes a Bs645.000 millones), Serie “B” ($625 millones equivalentes a Bs1.343.750 millones) y Serie “C” ($75 millones equivalentes a Bs161.250 millones). Los bonos tienen vencimiento en los años 2009, 2017 y 2022, y una tasa de interés de 7,63%, 8,22% y 8,37%, respectivamente. Los intereses son pagados semestralmente, en abril y octubre de cada año. Para los bonos Series “A” y “B”, el monto de la amortización del principal es pagadero semestralmente, comenzando el 1° de abril de 2004 y 2008, respectivamente. El monto de amortización del principal de los bonos Series “A” y “B” es determinado con base en un porcentaje del monto original, el cual varía en función del período de pago, mientras que el principal de los bonos Serie “C” es pagadero a su vencimiento el 1° de octubre de 2022.

Cláusulas Contractuales

Varias facilidades de préstamo establecen cláusulas contractuales que restringen la capacidad de la Compañía a incurrir en deuda adicional, pagar dividendos, hipotecar propiedades y vender ciertos activos. La Compañía estaba en cumplimiento de estas cláusulas al 31 de diciembre de 2007 y 2006, con la excepción para el año 2006 de lo indicado en el párrafo siguiente relacionado con compromisos contractuales de la filial PDVSA Petróleo, la cual posee una participación en el Proyecto Hamaca (véase la nota 9-a).

Una porción de la deuda a largo plazo de PDVSA Petróleo, correspondiente a la línea de crédito de Corpoguanipa, se presentaba como circulante al 31 de diciembre de 2006, debido al recibo de una notificación de probable incumplimiento, el 20 de enero de 2006, por el retraso en la suscripción del Contrato de Garantía Adicional de Trabajo y Reconocimiento de Servicios Eléctricos (Collateral Assignment and Acknowledgement of Electrical Services Agreement). Esta situación quedó solventada durante el año 2007 con el pago de la totalidad del endeudamiento del Proyecto Hamaca.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

85 (Continúa)

Facilidades de Crédito

Al 31 de diciembre de 2007, PDVSA tiene disponible líneas de crédito garantizadas por $70 millones (Bs150.500 millones).

Para más información en relación a la exposición de la Compaña a los riesgos por tasas de interés, tipo de cambio y liquidez véase la nota 7.

(22) Beneficios a los Empleados y Otros Beneficios Post-retiro

A continuación se presenta un detalle del pasivo por indemnizaciones laborales, jubilaciones y otros beneficios post-retiro distintos a los planes de jubilación (en millones):

2007 2006 2007 2006

Indemnizaciones laborales 136 150 292.014 323.841Jubilaciones 1.080 767 2.322.000 1.649.050Otros beneficios post-retiro distintos

a los planes de jubilación 1.782 1.188 3.831.300 2.554.200

2.998 2.105 6.445.314 4.527.091Menos, porción corriente 490 374 1.053.618 805.725

Porción a largo plazo 2.508 1.731 5.391.696 3.721.366

31 de diciembre de

Dólares Bolívares

PDVSA tiene los siguientes planes de beneficios para sus trabajadores:

(a) Planes de Ahorro con Aportes Definidos

PDVSA y sus filiales venezolanas mantienen fondos de ahorro para sus trabajadores y garantizan el capital acreditado en las cuentas de los asociados. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, los montos garantizados en los fondos de ahorro son de aproximadamente $174 millones y $110 millones (Bs374.100 millones y Bs236.500 millones), respectivamente. CITGO mantiene tres planes de retiro y ahorros con aportes definidos, los cuales cubren a todos los empleados elegibles; los empleados participantes en estos planes efectúan aportes voluntarios y, a su vez, la filial realiza aportes similares. Durante 2007 y 2006 CITGO reconoció $26 millones y $25 millones (Bs55.900 millones y Bs53.750) respectivamente, relacionados con su contribución a esos planes.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

86 (Continúa)

(b) Planes de Pensiones y Otros Beneficios de Jubilación

Tanto en las filiales venezolanas como en las del exterior, existen planes de jubilación y de otros beneficios que cubren a los trabajadores y ex-trabajadores elegibles. Estos planes, entre otras condiciones, se basan en el tiempo de servicio, la edad y el salario.

De conformidad con el contrato colectivo, PDVSA y sus filiales venezolanas han establecido un plan de jubilación que cubre a todos los trabajadores elegibles. Existen fondos de pensiones con sus respectivas organizaciones para la administración de los activos de los fondos una vez jubilado el trabajador. El financiamiento del plan de pensión para los trabajadores venezolanos está basado en un sistema de contribuciones, administrado bajo la figura de capitalización individual. Este plan establece aportes mensuales obligatorios sobre la base del salario normal, de 3% por parte del trabajador y de 9% por parte de la Compañía. En caso de ser necesario, la Compañía hará aportes adicionales a los fines de garantizar el pago del monto de beneficio de pensión según el plan definido por contrato.

CITGO patrocina tres planes de beneficios definidos de pensión calificados no contributivos; dos que cubren a empleados elegibles en régimen de horas y uno que cubre a empleados elegibles asalariados. CITGO también patrocina tres planes de beneficios definidos no calificados para ciertos empleados elegibles.

En adición a las pensiones por jubilación, PDVSA otorga planes de salud y odontológicos, seguro funerario y tarjeta de banda electrónica para alimentación. Estos beneficios son financiados con base en el método de efectivo.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

87 (Continúa)

La situación de los planes de pensiones y de los otros beneficios de jubilación se resume a continuación (en millones):

Dólares -

31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Planes de pensiones Otros beneficios de jubilaciónValor presente de la obligación según

estudio actuarial 3.998 2.992 6.906 3.867 Valor razonable de los activos del plan (2.677) (2.375) (1) (1)

Valor presente de la obligación neta 1.321 617 6.905 3.866 Ganancias (pérdidas) actuariales no reconocidas 553 175 (4.218) (2.636) Costo de servicios pasados no reconocidos (794) (25) (905) (42)

Acumulación en libros 1.080 767 1.782 1.188

Bolívares –

31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Planes de pensiones Otros beneficios de jubilación

Valor presente de la obligación segúnestudio actuarial 8.595.700 6.432.800 14.847.900 8.314.050

Valor razonable de los activos del plan (5.755.550) (5.106.250) (2.150) (2.150)

Valor presente de la obligación neta 2.840.150 1.326.550 14.845.750 8.311.900 Ganancias (pérdidas) actuariales no reconocidas 1.188.950 376.250 (9.068.700) (5.667.400) Costo de servicios pasados no reconocidos (1.707.100) (53.750) (1.945.750) (90.300)

Acumulación en libros 2.322.000 1.649.050 3.831.300 2.554.200

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

88 (Continúa)

El movimiento de la acumulación para planes de pensiones y otros beneficios de jubilación es el siguiente (en millones):

Dólares -

Años terminados el 31 de diciembre de2007 2006 2007 2006Planes de pensiones Otros beneficios de jubilación

Acumulación al inicio del año 767 829 1.188 911 Gasto reconocido en el año 540 330 734 443 Beneficios pagados por el patrono (227) (357) (140) (124) Efecto por desincorporación de

Pequiven - (35) - (42)

1.080 767 1.782 1.188

Bolívares -

Años terminados el 31 de diciembre de2007 2006 2007 2006Planes de pensiones Otros beneficios de jubilación

Acumulación al inicio del año 1.649.050 1.782.350 2.554.200 1.958.650 Gasto reconocido en el año 1.161.000 709.500 1.578.100 952.450 Beneficios pagados por el patrono (488.050) (767.550) (301.000) (266.600) Efecto por desincorporación de

Pequiven - (75.250) - (90.300)

2.322.000 1.649.050 3.831.300 2.554.200

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

89 (Continúa)

La composición del gasto por planes de pensiones y otros beneficios de jubilación, reconocido en los estados consolidados de resultados es la siguiente (en millones):

Dólares -

Años terminados el 31 de diciembre de2007 2006 2007 2006Planes de pensiones Otros beneficios de jubilación

Gasto de servicios del año 140 126 77 78 Intereses sobre la obligación 292 253 427 247 Rendimiento esperado sobre

activos del plan (213) (226) (4) - Costo de los servicios pasados 96 25 50 8 Ajuste por beneficios pagados 206 - - - Pérdida actuarial reconocida 19 152 184 110

540 330 734 443

Bolívares -

Años terminados el 31 de diciembre de2007 2006 2007 2006Planes de pensiones Otros beneficios de jubilación

Gasto de servicios del año 301.000 270.900 165.550 167.700 Intereses sobre la obligación 627.800 543.950 918.050 531.050 Rendimiento esperado sobre

activos del plan (457.950) (485.900) (8.600) - Costo de los servicios pasados 206.400 53.750 107.500 17.200 Ajustes por beneficios pagados 442.900 - - - Pérdida actuarial reconocida 40.850 326.800 395.600 236.500

1.161.000 709.500 1.578.100 952.450

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

90 (Continúa)

El gasto es reconocido en los siguientes rubros de los estados consolidados de resultados (en millones):

Dólares -

Años terminados el 31 de diciembre de2007 2006 2007 2006Planes de pensiones Otros beneficios de jubilación

Gastos de operación 378 211 514 178 Gastos de ventas administración

y generales 162 119 220 265

540 330 734 443

Bolívares -

Años terminados el 31 de diciembre de2007 2006 2007 2006Planes de pensiones Otros beneficios de jubilación

Gastos de operación 812.700 453.650 1.105.100 382.700 Gastos de ventas administración

y generales 348.300 255.850 473.000 569.750

1.161.000 709.500 1.578.100 952.450

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

91 (Continúa)

La conciliación del valor presente de las obligaciones según estudio actuarial se presenta a continuación (en millones):

Dólares -

Años terminados el 31 de diciembre de2007 2006 2007 2006 Planes de pensiones Otros beneficios de jubilación

Valor presente al inicio del año 2.992 3.097 3.867 2.904 Costo por los servicios pasados

del período 140 74 77 78 Costo por intereses 292 253 427 247 (Ganancias) pérdidas actuariales (52) (36) 2.562 944 Ganancias restringidas - (4) - - Beneficios pagados (227) (375) (141) (112) Costos por los servicios pasados 834 142 114 - Contribuciones de los empleados 19 14 - (8) Efecto por desincorporación de

Pequiven - (173) - (186)

3.998 2.992 6.906 3.867

Bolívares -

Años terminados el 31 de diciembre de2007 2006 2007 2006Planes de pensiones Otros beneficios de jubilación

Valor presente al inicio del año 6.432.800 6.658.550 8.314.050 6.243.600 Costo por los servicios pasados

del período 301.000 159.100 165.550 167.700 Costo por intereses 627.800 543.950 918.050 531.050 (Ganancias) pérdidas actuariales (111.800) (77.400) 5.508.300 2.029.600 Ganancias restringidas - (8.600) - - Beneficios pagados (488.050) (806.250) (303.150) (240.800) Costos por los servicios pasados 1.793.100 305.300 245.100 - Contribuciones de los empleados 40.850 30.100 - (17.200) Efecto por desincorporación de -

Pequiven - (371.950) - (399.900)

8.595.700 6.432.800 14.847.900 8.314.050

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

92 (Continúa)

La conciliación del valor razonable de los activos de los planes de pensiones y otros beneficios de jubilación se presenta a continuación (en millones):

Dólares -

Años terminados el 31 de diciembre de2007 2006 2007 2006Planes de pensiones Otros beneficios de jubilación

Activos del plan al inicio del año 2.375 2.632 1 1 Rendimiento esperado 212 243 - - Ganancias (pérdidas) actuariales 8 (79) - - Contribuciones hechas por la Compañía 215 123 - - Contribuciones hechas por los trabajadores 94 44 13 11 Efecto por desincorporación de Pequiven - (213) - - Beneficios pagados (227) (375) (13) (11)

2.677 2.375 1 1

Bolívares -

Años terminados el 31 de diciembre de2007 2006 2007 2006Planes de pensiones Otros beneficios de jubilación

Activos del plan al inicio del año 5.106.250 5.658.800 2.150 2.150 Rendimiento esperado 455.800 522.450 - - Ganancias (pérdidas) actuariales 17.200 (169.850) - - Contribuciones hechas por la Compañía 462.250 264.450 - - Contribuciones hechas por los trabajadores 202.100 94.600 27.950 23.650 Efecto por desincorporación de Pequiven - (457.950) - - Beneficios pagados (488.050) (806.250) (27.950) (23.650)

5.755.550 5.106.250 2.150 2.150

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

93 (Continúa)

Las tendencias de las tasas asumidas para los planes médicos, tienen un efecto en los montos reportados. Un cambio en un punto porcentual en las tasas asumidas podría tener los siguientes efectos (en millones):

incremento disminución incremento disminución

Efecto en los componentes del costode servicio total y los intereses 119 (33) 255.850 (70.950)

Efecto en el beneficio de la obligación 958 (715) 2.059.700 (1.537.250)

Un punto porcentual de

Dólares Bolívares

La Compañía espera pagar aproximadamente $89 millones (Bs191.350 millones) como contribución a los planes de pensiones y otros beneficios durante el año 2008.

A continuación un detalle de la composición de la cartera de los activos del plan de pensiones (en millones):

2007 2006 2007 2006

Efectivo y equivalentes de efectivo - 18 - 38.700 Instrumentos de renta fija 917 751 1.971.550 1.614.650 Instrumentos de renta mixta 1.397 1.299 3.003.550 2.792.850 Otros 363 307 780.450 660.050

2.677 2.375 5.755.550 5.106.250

31 de diciembre de

Dólares Bolívares

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

94 (Continúa)

A continuación se presenta la información histórica de los planes de pensiones y otros beneficios de jubilación para los cuatro años previos (en millones):

Dólares -

2007 2006 2005 2004 2003

Planes de pensiones

Valor presente de la obligación 3.998 2.992 3.097 2.738 2.670 Valor razonable de los activos del plan (2.677) (2.375) (2.632) (2.250) (2.087)

Déficit en el plan 1.321 617 465 488 583

Otros beneficios de jubilación

Valor presente de la obligación 6.906 3.867 2.904 1.646 1.348 Valor razonable de los activos del plan (1) (1) (1) (1) (1)

Déficit en el plan 6.905 3.866 2.903 1.645 1.347

Bolívares -

2007 2006 2005 2004 2003

Planes de pensiones

Valor presente de la obligación 8.595.700 6.432.800 6.658.550 5.256.960 4.272.000 Valor razonable de los activos del plan (5.755.550) (5.106.250) (5.658.800) (4.320.000) (3.339.200)Déficit en el plan 2.840.150 1.326.550 999.750 936.960 932.800

Otros beneficios de jubilación

Valor presente de la obligación 14.843.600 8.314.050 6.243.600 3.160.320 2.156.800 Valor razonable de los activos del plan (2.150) (2.150) (2.150) (1.920) (1.600) Déficit en el plan 14.841.450 8.311.900 6.241.450 3.158.400 2.155.200

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

95 (Continúa)

Las premisas actuariales utilizadas se indican a continuación:

Años terminados el31 de diciembre de

2007 2006 2007 2006Planes de Otros beneficiospensiones de jubilación

% % % %

Venezuela:Tasa de descuento 9,0 10,0 9,0 10,0 Tasa de incremento de las compensaciones 11,0 7,0 11,0 7,0 Tasa de rendimiento sobre el ajuste por antigüedad 12,0 12,0 - - Tasas de inflación médica - - 11,0 8,0 Tasa de inflación 10,0 6,0 10,0 6,0 Tasa estimada de rendimiento de los activos

del plan 9,0 10,0 - -

Exterior:Tasa de descuento 6,5 5,5 6,5 5,8 Tasa de incremento de las compensaciones 4,5 4,5 4,5 4,5 Tasa estimada de rendimiento de los activos

de los planes 8,0 8,3 6,0 6,0

Las premisas relacionadas a la mortalidad futura están basadas en estadísticas publicadas y en tablas de mortalidad, según las cuales la expectativa promedio de vida en Venezuela de una persona retirada de 65 años, es de 13 años para las mujeres y de 11 años para los hombres.

La tasa de retorno esperada a largo plazo de los activos del plan en Venezuela para los planes de pensión es 9% y en el exterior para los planes de pensiones y otros beneficios de jubilación es de 8% y 6% respectivamente. El retorno se basa exclusivamente en la expectativa de los rendimientos de las inversiones que PDVSA ha hecho en fondos externos para financiar las pensiones futuras de acuerdo con el plan de jubilación. Esta tasa es calculada con base en la totalidad del portafolio de inversión.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

96 (Continúa)

(23) Acumulaciones y Otros Pasivos

Las acumulaciones y otros pasivos se resumen a continuación (en millones):

2007 2006 2007 2006

Retenciones 397 214 854.083 459.977IVA 297 369 638.977 794.282Regalías y otros impuestos por pagar 3.372 1.715 7.250.535 3.686.903Arrendamientos financieros (véase la nota 26) 605 239 1.301.400 514.870Provisión para litigios y otros reclamos (véase la nota 27) 1.810 860 3.890.414 1.848.957Cuentas por pagar a empleados 783 515 1.681.511 1.108.261Acumulación para asuntos ambientales (véase la nota 27) 1.126 709 2.419.532 1.523.619Acumulación para obras de refinería 94 115 202.810 247.250Acumulación para obligaciones por retiro de activos (véanse

las notas 3-e y 13) 1.248 1.024 2.682.182 2.198.676Prima en emisión de bonos (véase la nota 21) 393 - 844.464 - Intereses por pagar 183 46 392.823 99.126Dividendos por pagar 154 154 331.100 331.100Gastos acumulados afiliadas en el exterior 317 241 678.565 516.911Anticipos recibidos de contratistas 74 91 159.835 194.072Cuentas por pagar a entidades relacionadas (véanse las notas 9-a y 28) 8.484 4.700 18.228.959 10.105.000Otros 1.404 460 3.040.285 985.764

20.741 11.452 44.597.475 24.614.768

Menos porción corriente de acumulaciones y otros pasivos 17.646 9.263 37.944.151 19.908.556

Porción a largo plazo 3.095 2.189 6.653.324 4.706.212

31 de diciembre de

Dólares Bolívares

Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, se incluyen en acumulaciones y otros pasivos $1.248 millones y $1.024 millones (Bs2.682.182 millones y Bs2.198.676 millones), respectivamente, por concepto de acumulaciones para obligaciones por retiro de activos, de exploración y producción. Los costos y obligaciones de retiro de activos asociados a las principales estructuras utilizadas en las actividades de refinación, comercio y suministro no pudieron ser estimados, debido a que estos activos se consideran de uso indeterminado en el tiempo, como resultado de mantenimientos y reparaciones mayores y no se dispone de información para determinar, razonablemente, la fecha en que pudieran ser desincorporados.

Las cuentas por pagar a entidades relacionadas incluyen $6.000 millones y 4.700 millones (Bs12.900.000 millones y Bs10.105.000 millones) correspondientes a pagarés con la Oficina Nacional del Tesoro (ONT), emitidos en diciembre de 2007 y 2006, respectivamente, con fechas de vencimiento entre febrero y junio de 2008, y entre enero y abril de 2007, y tasas de interés anual entre 4,71% y 4,86%, y entre 5,35% y 5,37%, para los años 2007 y 2006, respectivamente. En el mes de febrero de 2008, la Compañía pagó $1.400 millones (Bs3.010.000 millones) correspondientes a los pagarés emitidos en diciembre de 2007. Entre los meses de enero y abril de 2007, la Compañía pagó $4.700 millones (Bs10.105.000 millones) correspondientes a los pagarés emitidos en diciembre de 2006.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

97 (Continúa)

Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, se incluyen en el rubro de otros de las acumulaciones y otros pasivos, $739 millones y $20 millones (Bs1.588.850 millones y Bs43.000 millones), respectivamente, correspondientes a las retenciones efectuadas por PDVSA a sus empresas contratistas para el fondo social establecido dentro del Programa de Empresas de Producción Social (EPS). Estos aportes constituyen un requisito contemplado en el nuevo esquema de contratación de obras y servicios de PDVSA y estará destinado a desarrollar proyectos u obras sociales para beneficio de las comunidades.

El movimiento de las acumulaciones y otros pasivos, durante el 2007, es el siguiente (en millones):

Dólares -

Saldo al Saldo al Porción31 de diciembre 31 de diciembre Porción a largo

de 2006 Aumento Disminución de 2007 circulante plazo

Retenciones 214 361 (178) 397 397 - IVA 369 847 (919) 297 297 - Regalías y otros impuestos por pagar 1.715 19.201 (17.544) 3.372 3.372 - Arrendamientos financieros 239 568 (202) 605 100 505 Provisión para litigios y otros reclamos 860 1.153 (203) 1.810 1.501 309 Cuentas por pagar a empleados 515 299 (31) 783 741 42 Acumulación para asuntos ambientales 709 482 (65) 1.126 547 579 Acumulación para obras de refinería 115 1.105 (1.126) 94 94 - Acumulación para obligaciones por retiro

de activos 1.024 485 (261) 1.248 390 858 Prima en emisión de bonos - 413 (20) 393 28 365 Intereses por pagar 46 811 (674) 183 183 - Dividendos por pagar 154 - - 154 154 - Gastos acumulados afiliadas en el exterior 241 690 (614) 317 317 - Anticipos recibidos de contratistas 91 - (17) 74 10 64 Cuentas por pagar con entidades relacionadas 4.700 8.484 (4.700) 8.484 8.484 - Otros 460 2.091 (1.147) 1.404 1.031 373

Total acumulaciones y otros pasivos 11.452 36.990 (27.701) 20.741 17.646 3.095

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

98 (Continúa)

Bolívares -

Saldo al Saldo al Porción31 de diciembre 31 de diciembre Porción a largo

de 2006 Aumento Disminución de 2007 circulante plazo

Retenciones 459.977 775.587 (381.421) 854.083 854.083 - IVA 794.282 1.820.642 (1.975.947) 638.977 638.977 - Regalías y otros impuestos por pagar 3.686.903 41.282.709 (37.719.077) 7.250.535 7.250.535 - Arrendamientos financieros 514.870 1.222.146 (435.616) 1.301.400 215.636 1.085.764Provisión para litigios y otros reclamos 1.848.957 2.479.815 (438.358) 3.890.414 3.224.322 666.092 Cuentas por pagar a empleados 1.108.261 642.485 (69.235) 1.681.511 1.593.081 88.430 Acumulación para asuntos ambientales 1.523.619 1.036.300 (140.387) 2.419.532 1.176.316 1.243.216Acumulación para obras de refinería 247.250 2.376.352 (2.420.792) 202.810 202.810 - Acumulación para obligaciones por retiro

de activos 2.198.676 1.041.918 (558.412) 2.682.182 838.578 1.843.604Prima en emisión de bonos - 886.875 (42.411) 844.464 59.087 785.377 Intereses por pagar 99.126 1.742.575 (1.448.878) 392.823 392.823 - Dividendos por pagar 331.100 - - 331.100 331.100 - Gastos acumulados afiliadas en el exterio 516.911 1.484.016 (1.322.362) 678.565 678.565 - Anticipos recibidos de contratistas 194.072 - (34.237) 159.835 22.833 137.002 Cuentas por pagar a entidades

relacionadas 10.105.000 18.240.837 (10.116.878) 18.228.959 18.228.959 - Otros 985.764 4.496.145 (2.441.624) 3.040.285 2.236.446 803.839

Total acumulaciones y otros pasivos 24.614.768 79.528.402 (59.545.635) 44.597.475 37.944.151 6.653.324

(24) Cuentas por Pagar a Proveedores

Las cuentas por pagar a proveedores incluyen lo siguiente (en millones):

31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Dólares Bolívares

Entidades relacionadas (véase la nota 28) 278 247 596.690 531.050Comerciales 5.173 5.585 11.121.485 12.007.966Convenios operativos (véase la nota 9-b) 199 547 427.768 1.176.050

5.650 6.379 12.145.943 13.715.066

La exposición al riesgo de la moneda y liquidez relacionado con las cuentas por pagar a proveedores es presentado en la nota 25.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

99 (Continúa)

(25) Instrumentos Financieros

Riesgo de crédito

Exposición al riesgo de crédito

El valor en libros de los activos financieros representa el máximo nivel de exposición al riesgo de crédito, y su detalle es el siguiente (en millones):

2007 2006 2007 2006

Cuentas por cobrar a largo plazo (véase la nota 15) 3.828 3.072 8.232.177 6.603.244Créditos fiscales por recuperar (véase la nota 12-f) 5.576 4.236 11.988.289 9.108.024Documentos y cuentas por cobrar (véase la nota 18) 11.687 9.546 25.127.658 20.523.357Efectivo restringido (véase la nota 16) 3.298 2.369 7.090.109 5.093.763Efectivo y equivalentes de efectivo 3.325 2.282 7.152.785 4.906.776

27.714 21.505 59.591.018 46.235.164

31 de diciembre de

Dólares Bolívares

La exposición máxima al riesgo de crédito para documentos y cuentas por cobrar comerciales por área geográfica es la siguiente (en millones):

2007 2006 2007 2006

Estados Unidos y Canadá 2.284 1.891 4.912.134 4.064.740Centroamérica y el Caribe 2.114 2.566 4.545.331 5.517.620Europa 1.249 1.693 2.686.093 3.640.994Asia 883 290 1.897.384 622.823Suramérica 421 320 903.687 688.922Venezuela 613 1.358 1.318.365 2.918.139

7.564 8.118 16.262.994 17.453.238

31 de diciembre de

Dólares Bolívares

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

100 (Continúa)

La exposición máxima al riesgo de crédito para documentos y cuentas por cobrar por tipo de cliente es la siguiente (en millones):

2007 2006 2007 2006

Comerciales 6.431 6.984 13.826.545 15.014.265Convenios energéticos 1.133 1.134 2.436.449 2.438.973

7.564 8.118 16.262.994 17.453.238

31 de diciembre de

Dólares Bolívares

Pérdidas por deterioro

La antigüedad de los documentos y cuentas por cobrar comerciales es la siguiente (en millones):

Dólares -

31 de diciembre de2007 2007 2006 2006Bruto Deterioro Bruto Deterioro

Vigentes 5.549 - 6.808 -30 días de antigüedad 594 - 394 -Entre 31 y 180 días de antigüedad 985 - 610 -Entre 181 días y un año de antigüedad 286 171Más de un año de antigüedad 150 150 135 135

7.564 150 8.118 135

Bolívares -

31 de diciembre de2007 2007 2006 2006Bruto Deterioro Bruto Deterioro

Vigentes 11.930.011 - 14.637.349 -30 días de antigüedad 1.278.762 - 847.255 -Entre 31 y 180 días de antigüedad 2.116.240 - 1.310.257 -Entre 181 días y un año de antigüedad 615.473 368.135Más de un año de antigüedad 322.508 322.508 290.242 290.242

16.262.994 322.508 17.453.238 290.242

La exposición máxima al riesgo de crédito se concentra en las cuentas por cobrar comerciales. PDVSA efectúa la estimación para cuentas de cobro dudoso con base en la antigüedad de los saldos y en los resultados de la evaluación de la cartera de clientes.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

101 (Continúa)

El movimiento de la estimación para cuentas de cobro dudoso durante el año 2007 y 2006 es el siguiente (en millones):

2007 2006 2007 2006

Saldo al 1 de enero 135 147 290.242 316.050Aumentos 43 20 92.450 42.992Disminución (28) (32) (60.184) (68.800)Saldo al 31 de diciembre 150 135 322.508 290.242

31 de diciembre de

Dólares Bolívares

Riesgo de liquidez A continuación se presentan los vencimientos contractuales de los pasivos financieros, incluyendo los pagos estimados de intereses, y excluyendo el impacto de acuerdos de compensación (en millones):

31 de diciembre de 2007

Dólares - Flujos de Entre Entre Entre

Valor en efectivo 6 meses 6 y 12 1 y 2 2 y 5 Más de

libros contractual o menos meses años años 5 años

Pasivos financieros no derivados

Cuentas por pagar a proveedores

(véase la nota 24) 5.650 5.650 5.082 568 - - -

Deuda a largo plazo (véase la nota 21) 16.006 25.880 3.008 758 1.162 4.018 16.934

Pasivo de arrendamiento financiero

(véase la nota 26) 605 999 50 50 188 155 556

22.261 32.529 8.140 1.376 1.350 4.173 17.490

Bolívares - Flujos de Entre Entre Entre

Valor en efectivo 6 meses 6 y 12 1 y 2 2 y 5 Más de

libros contractual o menos meses años años 5 años

Pasivos financieros no derivados

Cuentas por pagar a proveedores

(véase la nota 24) 12.145.943 12.145.943 10.924.743 1.221.200 - - -

Deuda a largo plazo (véase la nota 21) 34.413.319 55.642.000 6.467.200 1.629.700 2.498.300 8.638.700 36.408.100

Pasivo de arrendamiento financiero

(véase la nota 26) 1.301.400 2.148.500 107.500 107.500 404.200 333.250 1.196.050

47.860.662 69.936.443 17.499.443 2.958.400 2.902.500 8.971.950 37.604.150

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

102 (Continúa)

31 de diciembre de 2006

Dólares - Flujos de Entre Entre Entre

Valor en efectivo 6 meses 6 y 12 1 y 2 2 y 5 Más de

libros contractual o menos meses años años 5 años

Pasivos financieros no derivados -Cuentas por pagar a proveedores (véase la nota 24) 6.379 6.379 3.261 3.118 - - -

Deuda a largo plazo (véase la nota 21) 2.914 3.826 309 306 580 839 1.792

Pasivo de arrendamiento financiero

(véase la nota 26) 239 408 20 21 71 62 234

9.532 10.613 3.590 3.445 651 901 2.026

Bolívares - Flujos de Entre Entre Entre

Valor en efectivo 6 meses 6 y 12 1 y 2 2 y 5 Más de

libros contractual o menos meses años años 5 años

Pasivos financieros no derivados -Cuentas por pagar a proveedores

(véase la nota 24) 13.715.066 13.715.066 7.011.377 6.703.689 - - -

Deuda a largo plazo (véase la nota 21) 6.264.809 8.225.900 664.350 657.900 1.247.000 1.803.850 3.852.800

Pasivo de arrendamiento financiero

(véase la nota 26) 514.870 877.200 43.000 45.150 152.650 133.300 503.100

20.494.745 22.818.166 7.718.727 7.406.739 1.399.650 1.937.150 4.355.900

Riesgo de tasa de interés La composición por tipo de interés de los instrumentos financieros de la Compañía, es la siguiente (en millones):

Dólares Bolívares Dólares Bolívares

Instrumentos a tasa fija -

Depósitos a plazo fijo 622 1.337.300 1.229 2.642.350Deuda a largo plazo (8.489) (18.251.350) (298) (641.544)

Instrumentos a tasa variable -Deuda a largo plazo (7.517) (16.161.969) (2.616) (5.623.265)

(15.384) (33.076.019) (1.685) (3.622.459)

31 de diciembre de 2007 31 de diciembre de 2006

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

103 (Continúa)

Análisis de sensibilidad del valor razonable para instrumentos a tasa fija PDVSA no contabiliza bajo el modelo de contabilización de cobertura del valor razonable sus activos financieros de tasa fija ni ha designado derivados como instrumentos de cobertura. Por lo tanto, un cambio en las tasas de interés a la fecha de los estados financieros consolidados no afectaría los resultados consolidados de la Compañía.

Una variación en un punto porcentual en las tasas de interés a la fecha de los estados financieros consolidados habría aumentado o disminuido los resultados consolidados en $440 millones y $15 millones (Bs946.999 millones y Bs33.745 millones), respectivamente.

Análisis de sensibilidad del flujo de efectivo para deuda a largo plazo a tasa variable

Una variación de un punto porcentual en las tasas de interés a la fecha de los estados financieros consolidados, habría aumentado (disminuido) los resultados consolidados en los montos mostrados a continuación. Este análisis asume que todas las otras variables se mantienen constantes. El análisis es realizado con la misma base del año 2006 (en millones).

Dólares -

Aumento DisminuaciónUn punto porcentual Un punto porcentual

31 de diciembre de 2007 -Deuda a largo plazo 65 65

31 de diciembre de 2006 -Deuda a largo plazo 14 14

Resultados

Bolívares -

Aumento DisminuaciónUn punto porcentual Un punto porcentual

31 de diciembre de 2007 -Deuda a largo plazo 138.774 138.774

31 de diciembre de 2006 -Deuda a largo plazo 29.321 29.321

Resultados

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)

Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

104 (Continúa)

Valor Razonable de los Instrumentos Financieros

Los montos estimados que se presentan a continuación, no son necesariamente un indicativo de los montos que PDVSA pudiera realizar en un intercambio en el mercado actual. El uso de diferentes supuestos en el mercado y/o metodologías de estimaciones pudiera tener un efecto significativo sobre los valores razonables estimados. Las bases para la determinación de los valores razonables se revelan en la nota 6 (en millones):

31 de diciembre de 31 de diciembre de

2007 2006 2007 2006

Valor Valor Valor Valor Valor Valor Valor Valor

en libros razonable en libros razonable en libros razonable en libros razonable

Activo:

Cuentas por cobrar a largo plazo 3.828 3.828 3.072 3.072 8.232.003 8.232.003 6.603.244 6.603.244

Créditos fiscales por recuperar 5.576 5.576 4.236 4.197 11.988.289 11.988.289 9.108.024 9.023.550

Documentos y cuentas por cobrar 11.687 11.687 9.546 9.546 25.127.658 25.127.658 20.523.357 20.523.357

Activos derivados (incluidos en

gastos pagados por anticipado y

otros activos) 39 39 52 52 83.850 83.850 111.222 111.222

Efectivo restringido 3.298 3.298 2.369 2.369 7.090.109 7.090.109 5.093.763 5.093.763

Efectivo y equivalentes de efectivo 3.325 3.325 2.282 2.282 7.152.785 7.152.785 4.906.776 4.906.776

Pasivo:

Deuda a largo plazo (16.006) (16.006) (2.914) (2.914) (34.413.319) (28.433.257) (6.264.809) (6.264.809)

Cuentas por pagar a proveedores (5.650) (5.650) (6.379) (6.379) (12.145.943) (12.145.943) (13.715.066) (13.715.066)

Otros pasivos (incluidos en

acumulaciones y otros pasivos) (9.754) (9.754) (5.812) (5.812) (20.981.975) (20.981.975) (12.492.224) (12.492.224)

Pasivos derivados (incluidos en

acumulaciones y otros pasivos) (44) (44) (42) (42) (94.600) (94.600) (90.300) (90.300)

Dólares Bolívares

(26) Arrendamientos Financieros y Operativos

Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, existen ciertos activos de refinación y plantas de compresión de gas y equipos conexos adquiridos bajo contratos de arrendamiento financiero, contabilizados como propiedades, plantas y equipos por aproximadamente $668 millones y $275 millones (Bs1.436.200 millones y Bs591.250 millones), netos de depreciación acumulada por aproximadamente $215 millones y $190 millones (Bs462.680 millones y Bs408.500 millones), respectivamente. El gasto de depreciación para los años 2007 y 2006, correspondiente a los activos bajo contratos de arrendamiento financiero, fue de aproximadamente $39 millones y $29 millones (Bs83.850 millones y Bs62.350 millones), respectivamente.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

105 (Continúa)

Al 31 de diciembre de 2007, los pagos futuros por contratos de arrendamiento, se resumen a continuación:

ArrendamientosOperativos Financieros

Años Dólares Bolívares Dólares Bolívares

2008 360 774.000 100 215.0002009 257 552.550 96 206.4002010 192 412.800 92 197.8002011 179 384.850 84 180.6002012 167 359.050 71 152.650Años siguientes 167 359.050 556 1.196.050

Pagos futuros estimados por arrendamientos 1.322 2.842.300 999 2.148.500

Menos intereses (394) (847.100)

Valor presente, incluido en acumulaciones y otros pasivos (véase la nota 23) 605 1.301.400

(en millones)

El gasto de alquileres bajo contratos de arrendamientos operativos de los años 2007 y 2006, fue de aproximadamente $539 millones y $409 millones (Bs1.158.850 millones y Bs879.275 millones), respectivamente, el cual se incluye en los gastos de operación.

(27) Compromisos y Contingencias

Garantías

Al 31 de diciembre de 2007, algunas filiales de PDVSA tienen garantías para la terminación de obras relacionadas con acuerdos de deuda y financiamiento de asociaciones en proyectos. Las filiales, obligaciones de garantías y el año de terminación se muestran a continuación (en millones):

Obligaciones de garantías Año de Filiales Dólares Bolívares terminación

CITGO 8 16.697 2012PDVSA Petróleo 93 200.000 2012

Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, PDVSA no ha contabilizado pasivos por estos conceptos; históricamente los reclamos producto de garantías no han sido significativos.

Al 31 de diciembre de 2007, CITGO ha garantizado deudas de filiales y afiliadas, incluyendo cartas de crédito y financiamientos para adquisición de equipo de comercialización.

PDVSA Petróleo mantiene una fianza ambiental global suscrita con el Ministerio del Poder Popular para el Ambiente y los Recursos Naturales (MARN), la cual garantiza la ejecución de medidas ambientales en concordancia con las legislaciones vigentes.

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31 de diciembre de 2007 y 2006

106 (Continúa)

Litigios y Otros Reclamos

El 26 y 27 de diciembre de 2007, Mobil Cerro Negro Ltd. presentó una solicitud para que se dicte una orden de embargo ante el Juzgado del Distrito Sur de Nueva York. El embargo solicitado afectó $300 millones depositados en las cuentas de PDVSA Cerro Negro S.A., mantenidas en The Bank of New York Mellon y correspondían a fondos liberados en favor de PDVSA Cerro Negro, como consecuencia de la recompra de la deuda contraída para el financiamiento del Proyecto Cerro Negro. La orden de embargo se otorgó sin notificar previamente a PDVSA Cerro Negro de la solicitud y fue confirmada el 13 de febrero de 2008. Este procedimiento ha concluido con la confirmación. La suma embargada continuará retenida hasta la conclusión del arbitraje.

El 2 de Noviembre 2007, Conoco Phillips Company, ConocoPhillips Petrozuata B.V., Conoco Phillips Hamaca, B.V. ConocoPhillips Gulf of Paria B.V. y ConocoPhillips Company, en lo adelante ConocoPhillips, introdujeron una solicitud de arbitraje en contra de la República Bolivariana de Venezuela ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI), solicitando el pago de daños por supuestas violaciones a tratados, leyes y normas internacionales y venezolanas en materia de protección de las inversiones. El 13 de diciembre 2007, la solicitud fue registrada. PDVSA no es parte de este proceso.

En septiembre 2007, Mobil Corporation y sus filiales relacionadas con los proyectos Cerro Negro y La Ceiba iniciaron un proceso de arbitraje ante el CIADI en Washington D.C., en los Estados Unidos de América, en contra de la República Bolivariana de Venezuela, solicitando el pago de daños por supuestas violaciones a tratados, leyes y normas internacionales y venezolanas en materia de protección de las inversiones. El 10 de octubre de 2007, la solicitud fue registrada por el CIADI y notificada formalmente a la República.

En fecha 30 de julio de 2007, el Tribunal 9° Superior de lo Contencioso Tributario, dictó sentencia respecto a un recurso interpuesto por PDVSA Petróleo, S.A. contra actas de reparo emitidas por la Administración Tributaria, en las que se objeta la deducibilidad del aporte efectuado, de conformidad con el Artículo Nº 6 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos. En dicha sentencia se concluye que sólo serían susceptibles de deducción las exportaciones de "petróleo" y no otros productos o subproductos de los hidrocarburos; y que debe ser interpretado de manera restrictiva por cuanto involucra un beneficio fiscal (deducción). La gerencia de PDVSA y sus asesores legales han manifestado que la señalada sentencia, en principio, parece tener consistencia con el texto legal, sin embargo, defenderán el criterio de la deducibilidad a través de un recurso de apelación ante la Sala Político Administrativa del Tribunal Supremo de Justicia (TSJ). Al 31 de diciembre de 2007, la provisión para litigios y otros reclamos incluye $338 millones (Bs726.700 millones) por este concepto.

El 25 de julio de 2007, la Compañía efectuó un pago de $110 millones (Bs236.500 millones) a favor de New Brunswick Power Corporation (“NB Power”) por concepto de un acuerdo extra-judicial entre las partes, mediante el cual se finaliza definitivamente el reclamo iniciado en septiembre de 2005, donde la empresa NB Power introdujo una demanda en una corte de Canadá y una solicitud de arbitraje ante el Consejo Internacional de Resolución de Disputas de la Asociación Americana de Arbitraje de New York, en contra de PDVSA, Bitúmenes Orinoco, S.A. (BITOR) y la República Bolivariana de Venezuela, alegando entre otras cosas el incumplimiento de un supuesto contrato de suministro de Orimulsión®.

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En fecha 25 de junio de 2007, la Sala Constitucional del TSJ declaró inadmisible el recurso de revisión interpuesto por la representación judicial de PDVSA Petróleo, S.A. en contra de la decisión de fecha 16 de febrero de 2006 de la Sala Político Administrativa del TSJ, que declara sin lugar la apelación interpuesta por PDVSA Petróleo, S.A. contra la resolución del Servicio Nacional Integrado de Administración Aduanera y Tributaria (SENIAT), de fecha 17 de noviembre de 1999, relacionada con obligaciones tributarias correspondientes a los años 1994, 1995 y 1996, por $839 millones (Bs1.803.850 millones). Al 31 de diciembre de 2007, la provisión para litigios y otros reclamos incluye $839 millones (Bs1.803.850 millones) por este concepto.

La Compañía está involucrada en otros reclamos y acciones de orden legal en el curso normal de sus operaciones por $3.500 millones (Bs7.525.000 millones). En opinión de la gerencia y sus asesores legales, la disposición final de estos reclamos no tendrá un efecto material adverso sobre la posición financiera de la Compañía, resultados de sus operaciones o su liquidez.

Con base en el análisis de la información disponible, se incluye en acumulaciones y otros pasivos una provisión, al 31 de diciembre de 2007 y 2006, por $1.810 millones y $860 millones (Bs3.890.414 millones y Bs1.848.957 millones), respectivamente. Si las demandas y reclamos conocidos se resolvieran de una manera adversa para la Compañía en montos mayores que los acumulados, entonces estos resultados podrían tener un efecto material adverso sobre los resultados de estas operaciones. A pesar que no es posible predecir el resultado, la gerencia, basada en parte en la recomendación de sus asesores legales, no considera que sea probable que pérdidas asociadas con los mencionados procedimientos legales, que excedan los estimados ya reconocidos, generen montos importantes para la situación financiera de la Compañía o en los resultados de sus operaciones.

Cumplimiento con Regulaciones Ambientales

La mayoría de las filiales de PDVSA, tanto en Venezuela como en el extranjero, están sujetas a diversas leyes y reglamentos ambientales que requieren gastos significativos para modificar sus instalaciones y prevenir o subsanar los efectos ambientales del manejo de desechos y derrames de agentes contaminantes. En los Estados Unidos de América y Europa, las operaciones están sujetas a una serie de leyes y reglamentos federales, estatales y locales que pueden exigir a las compañías tomar acciones para subsanar o aliviar los efectos de la desactivación temprana de planta o el derrame de contaminantes sobre el ambiente.

PDVSA está llevando a cabo acciones para prevenir los riesgos ambientales, proteger la salud de las personas y preservar la integridad de sus instalaciones. Durante el año 2007, PDVSA continuó implantando su sistema de Gerencia Integral de Riesgos (SIR-PDVSA ) en toda la Compañía, el cual estima completar en el año 2009. Este sistema se basa en estándares y prácticas internacionales como ISO 9000 para el control de documentación; ISO 14001 para manejo ambiental; ISO 18000 y el British Standard BS8800 para salud ocupacional; y los lineamientos del American Petroleum Institute (API) para seguridad de los procesos. PDVSA ha invertido aproximadamente $42 millones (Bs90.300 millones) e invertirá adicionalmente $5 millones (Bs10.750 millones) para completar la implementación total del SIR-PDVSA. Adicionalmente, PDVSA tiene un plan de inversión para cumplir con los reglamentos

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ambientales en Venezuela, el cual contempla, aproximadamente $2.255 millones (Bs4.848.250 millones) en desembolsos de capital entre los años 2004 al 2009 que incluyen lo siguiente: $1.150 millones (Bs2.472.500 millones) para calidad de producto; $911 millones (Bs1.958.650 millones) para control de riesgo en los sitios de operaciones; $162 millones (Bs348.300 millones) para proyectos de cumplimiento ambiental; y $32 millones (Bs68.800 millones) para otras inversiones relacionadas con el ambiente. CITGO estima gastos de aproximadamente $1.100 millones (Bs2.365.000 millones) para proyectos que regulen los riesgos ambientales entre los años 2005 al 2009.

Adicionalmente, y como parte de su responsabilidad ambiental, PDVSA mantiene un plan de saneamiento y restauración ambiental de los pasivos ambientales que se generaron hasta el año 2004. Este plan tiene una duración de 12 años, a partir de su inicio en el año 2001 y contempla el saneamiento de fosas, lodos y crudo fuera de especificación; materiales y desechos peligrosos; instalaciones, equipos abandonados y a desmantelar; áreas impactadas por la actividad petrolera y, las fuentes radioactivas. Al 31 de diciembre de 2007, se han saneado 2.554 fosas de hidrocarburos de las 13.460 fosas existentes, quedando por sanear 10.906 fosas. Con base en el análisis de la información detallada disponible, PDVSA estimó los pasivos relacionados con el saneamiento y la restauración de pasivos ambientales y reconoció gastos en los resultados de los años 2007 y 2006 por $482 millones y $193 millones (Bs1.036.272 millones y Bs414.950 millones), respectivamente. Los saldos de las acumulaciones para asuntos ambientales, al 31 de diciembre de 2007 y 2006, son de $1.126 millones y $709 millones (Bs2.419.532 millones y Bs1.523.619 millones), respectivamente (véase la nota 23).

CITGO ha recibido varias notificaciones de violación de la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos de América (Environmental Protection Agency - EPA) y otras agencias reguladoras, que incluyen notificaciones bajo el Federal Clean Air Act y podría ser designada como parte potencialmente responsable (PRP), conjuntamente con otras compañías, con respecto a las localidades que se encuentran bajo el Comprehensive Enviromental Response, Compensation and Liability Act (CERCLA). Estas notificaciones se están revisando y, en algunos casos, se están tomando acciones de recuperación. CITGO se encuentra comprometido con negociaciones para establecer acuerdos con los organismos mencionados anteriormente.

Es posible que existan condiciones que requieran de gastos adicionales en diversos lugares, incluyendo, pero no limitados, a los complejos operativos, estaciones de servicio y terminales de almacenamiento de petróleo crudo de PDVSA. La gerencia considera que estos asuntos, durante el curso normal de las operaciones, no tendrán efectos significativos con respecto a la situación financiera, la liquidez o las operaciones consolidadas de PDVSA.

Acuerdos con la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP)

La República Bolivariana de Venezuela es miembro de la OPEP, organización dedicada principalmente al establecimiento de acuerdos en busca del mantenimiento de precios estables del petróleo crudo a través de la fijación de cuotas de producción. Hasta la fecha, la reducción en la producción de petróleo crudo como resultado de cambios en las cuotas de producción de la OPEP, o la variación en sus precios, no ha tenido un efecto significativo sobre los resultados de las operaciones de la Compañía, su flujo de caja y sus resultados financieros.

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(28) Operaciones con Empresas y Entidades Relacionadas

PDVSA considera como partes relacionadas a su Accionista, sus compañías afiliadas, empresas controladas conjuntamente, directores y ejecutivos de la Compañía, empresas propiedad del accionista y otras instituciones gubernamentales.

A continuación se resumen las operaciones y saldos con partes relacionadas (en millones):

Años terminados el 31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Dólares BolívaresActividades del año:

Ingresos:Ventas 11.399 13.450 24.507.850 28.917.500Participación patrimonial en resultados netos de

afiliadas (véase la nota 14) 733 1.120 1.577.603 2.411.135 Otros ingresos 97 212 208.550 1.741.150

Costos y gastos:Compras de petróleo crudo y productos refinados 5.187 10.301 11.152.050 22.147.150Regalías, impuesto de extracción y otros impuestos (véase la nota 1 21.981 18.435 47.254.533 39.634.736Otros 55 92 118.250 197.800

Gasto estimado de impuesto sobre la renta en Venezuela (véase la nota 12-a) 4.953 3.518 10.647.096 7.563.300

Aportes para el desarrollo social 14.102 13.784 30.319.526 29.636.430

31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Dólares Bolívares

Saldos al final del año:Inversiones en compañías afiliadas (véase la nota 14) 2.088 2.503 4.498.559 5.377.794 Edificaciones usadas por entes gubernamentales (véase la nota 15) 82 87 176.340 187.781 Cuentas por cobrar a largo plazo (véase la nota 15) 2.013 1.483 4.328.869 3.186.894 Créditos fiscales por recuperar (véase la nota 12-f) 5.576 4.236 11.988.289 9.108.024 Entes ejecutores del FONDESPA (veánse las notas 15 y 16) 836 882 1.797.981 1.896.300 Contribuciones al FEM (véanse las notas 4 y 16) 805 766 1.730.750 1.646.768 Fideicomisos suscritos con el BANDES (véase la nota 16) 698 996 1.502.360 2.141.035 Fideicomisos suscritos con BANFOANDES (véase la nota 16) 14 16 29.348 35.452 Documentos y cuentas por cobrar (véase la nota 18) 2.824 1.132 6.071.600 2.433.736 Impuesto sobre la renta pagado en exceso (véase la nota 19) 6.100 2.240 13.115.000 4.814.990 Impuesto sobre la renta por pagar en Venezuela (véase la nota 12) 3.427 2.369 7.368.050 5.093.350 Acumulaciones y otros pasivos (véase la nota 23) 13.021 7.393 27.982.219 15.894.173Cuentas por pagar a proveedores (véase la nota 24) 278 247 596.690 531.050

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31 de diciembre de 2007 y 2006

110 (Continúa)

Durante los años 2007 y 2006, PDVSA efectuó ventas a afiliadas y entidades relacionadas, las cuales se resumen a continuación (en millones):

Años terminados el 31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Dólares Bolívares

Hovensa 7.268 5.979 15.626.200 12.854.850LYONDELL-CITGO - 4.602 - 9.894.300Nynäs 1.023 802 2.199.450 1.724.300Chalmette Refining 1.164 599 2.502.600 1.287.850Ruhr 557 371 1.197.550 797.650MC Bitor LTD 467 260 1.004.050 559.000Mount Vernon Phenol Plant (Mt. Vernon) 333 218 715.950 468.700Thyssen Citgo Petcoke Corporation 188 135 404.200 290.250C.A. de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE) 50 66 107.500 141.900Siderúrgica del Orinoco, C.A. 39 41 83.850 88.150C. A. Energía Eléctrica de Venezuela (Enelven) 47 50 101.050 107.500Metanol de Oriente, S.A. (Metor) 49 92 105.350 197.800Fertilizantes Nitrogenados de Venezuela, C.E.C. (Fertinitro) 83 114 178.450 245.100Petroquímica de Venezuela, S.A. (Pequiven) 44 61 94.600 131.150Otros 87 60 187.050 129.000

11.399 13.450 24.507.850 28.917.500

PDVSA Petróleo mantiene varios acuerdos de suministros que se resumen a continuación:

Convenio desuministro

Entidad (MBD) Año de finalizaciónRuhr 237 Período de la asociación, más 3 años adicionalesNynäs 57 Período de la asociación, más 3 años adicionalesLYONDELL- Houston Refining L.P. (antes LYONDELL-CITGO) 230 2011Chalmette Refining 90 Período de la asociaciónConocoPhillips 190 2020Hovensa 270 Entre 2014-2022Hamaca Marketing Company 129 Período de la asociación

1.203

Como resultado de la venta de la inversión en LYONDELL-CITGO, efectuada durante el año 2006 (véase la nota 14), el acuerdo de suministro quedó sin efecto, recibiendo PDVSA un pago final por terminación de este acuerdo por $300 millones (Bs537.500 millones), incluido en el rubro de otros (ingresos) egresos, netos del año 2006. Asimismo, se firmó uno nuevo de condiciones similares entre la empresa LYONDELL Houston Refining L.P. y PDVSA Petróleo.

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31 de diciembre de 2007 y 2006

111 (Continúa)

Durante los años 2007 y 2006, CITGO vendió a afiliadas, principalmente a precios de mercado, materia prima y otros productos por $521 millones y $410 millones (Bs1.120.150 millones y Bs881.500 millones), respectivamente. Los saldos pendientes relacionados con estas operaciones al 31 de diciembre de 2007 y 2006, por $85 millones y $63 millones (Bs178.450 millones y Bs135.450 millones), respectivamente, se incluyen en documentos y cuentas por cobrar a empresas y entidades relacionadas.

Durante los años 2007 y 2006, CITGO adquirió productos refinados de varias compañías afiliadas (LYONDELL-CITGO - hasta el 30 de junio de 2006, Hovensa, Chalmette Refining y Mt. Vernon) bajo acuerdos a largo plazo. Estas compras, por $5.060 millones (Bs10.879.000 millones) en el año 2007 y $9.896 millones (Bs21.276.400 millones) en el año 2006, se incluyen en los estados consolidados de resultados como compras de petróleo crudo y sus productos. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, las cuentas por pagar a proveedores incluyen $262 millones y $234 millones (Bs563.300 millones y Bs503.100 millones), respectivamente, relacionadas con estas operaciones.

Durante el período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2007 y durante el año 2006, PDVSA compró crudo mejorado a Petrozuata por $126 millones y $405 millones (Bs270.900 millones y Bs870.750 millones), respectivamente, que se incluyen en compras de petróleo crudo y sus productos en los estados consolidados de resultados. Adicionalmente, Petrozuata reembolsó a PDVSA Petróleo gastos operativos por $24 millones y $14 millones (Bs51.600 millones y Bs30.100 millones), correspondientes al período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2007 y al año 2006, respectivamente (véanse las notas 9-a y 14).

Al 31 de diciembre de 2007 el saldo de las regalías por pagar, se presenta neto de $500 millones (Bs1.075.000 millones) correspondientes a un pago efectuado a la República Bolivariana de Venezuela a título de adelanto de regalías (véase nota 23).

Durante los años 2007 2006, las compensaciones hechas por PDVSA a sus directores, por concepto de sueldos y retribuciones a la seguridad social, fueron de aproximadamente $2,53 millones y $2,90 millones (Bs5.440 millones y Bs6.235 millones), respectivamente.

En adición a los sueldos y retribuciones a la seguridad social, la Compañía también otorga beneficios no monetarios a sus directores y contribuye con beneficios definidos por contrato y beneficios post-retiro. De acuerdo con los términos del contrato colectivo de PDVSA, los directores tienen los mismos derechos que el resto del personal, en cuanto a las condiciones de elegibilidad para optar por el plan de jubilación y para los otros beneficios post-retiro distintos a los planes de jubilación.

Algunos de los directores de la Compañía mantienen posiciones claves en otras entidades relacionadas, algunas de sus atribuciones incluyen influir sobre las políticas operacionales y financieras en dichas entidades.

Las operaciones efectuadas con entidades relacionadas al 31 de diciembre de 2007 y 2006, no indican necesariamente los resultados que se habrían obtenido de haberse realizado estas transacciones con terceras partes.

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31 de diciembre de 2007 y 2006

112 (Continúa)

Como parte del proceso de apoyo a los proyectos sociales llevados a cabo por el Gobierno Nacional (véase la nota 1), PDVSA efectuó los siguientes aportes durante los años 2007 y 2006 (en millones):

Años terminados el 31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Dólares Bolívares

Aportes para el desarrollo social incurridos a través de los fideicomisosen BANDES y otras instituciones financieras gubernamentales (véanse las notas 15 y 16):

Programas y Proyectos de Desarrollo Habitacional y de Infraestructura 558 447 1.199.700 961.050 FONDESPA (véase la nota 16) 195 939 418.971 2.018.691 Desarrollo Sustentable del Oriente y Occidente del País - 102 - 219.300 Plan de Siembra y Producción 2005 837 697 1.799.550 1.498.550 Convenio Integral Bolivia - Venezuela 66 5 141.900 10.750 Convenio Integral Argentina - Venezuela 172 185 369.800 397.750 Convenio Integral Uruguay - Venezuela 72 150 154.800 322.500 Fondo Alba Caribe 62 50 133.300 107.500 Obras Hidráulicas - 67 - 144.050 Plan Vialidad 2006 169 181 363.350 389.150

2.131 2.823 4.581.371 6.069.291

Aportes a misiones, comunidades y otros:Misión Ribas 133 280 285.950 602.000 Misión Vuelvan Caras 40 234 86.000 503.100 Misión Barrio Adentro I, II y III 3.091 1.471 6.645.650 3.162.650 Misión Sucre 13 - 27.950 - Misión Mercal 904 279 1.943.600 599.850 Misión Árbol 24 - 51.600 - Misión Música 43 - 92.450 - Misión Ciencia - 230 - 494.500 Misión Vivienda - 458 - 984.700 Desarrollo Integral de Eficiencia Energética - 178 - 382.700 Apoyo a Misiones y comunidades 939 920 2.019.076 1.978.000 Otros 23 55 49.729 119.239

5.210 4.105 11.202.005 8.826.739

Aportes al FONDEN (véase la nota 4) 6.761 6.856 14.536.150 14.740.400

14.102 13.784 30.319.526 29.636.430

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113 (Continúa)

Los aportes de PDVSA a los fideicomisos, excepto los correspondientes al FONDESPA, son reconocidos directamente como aportes para el desarrollo social, en el momento en que se efectúan los desembolsos, quedando en los fideicomitentes y en los beneficiarios la responsabilidad administrativa de los fondos. Los aportes al FONDESPA son reconocidos como efectivo restringido, cuentas por cobrar a largo plazo a los entes ejecutores (véanse las notas 15 y 16) o como aportes para el desarrollo de acuerdo con las condiciones establecidas en los respectivos contratos.

Parte de los insumos recibidos para los proyectos sociales, son pagados mediante la compensación de cuentas por cobrar derivadas de ventas de petróleo crudo realizadas en el marco del Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas (véase nota la 9-d).

Los documentos y cuentas por cobrar a empresas y entidades relacionadas comprenden lo siguiente (en millones):

31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Dólares Bolívares

CADAFE 1.090 15 2.343.557 32.249Hovensa 780 563 1.677.041 1.210.418Nynäs 105 115 225.755 247.243Enelven 140 93 301.007 199.945Mt. Vernon 53 51 113.953 109.647Fuerzas Armadas Nacionales 20 43 43.001 92.448Pequiven 164 53 352.600 113.947PDV Cupet 72 - 154.804 - Asociación Civil "Administradora de los Fondos

de Pensiones de los Jubilados de Petróleos de Venezuela, S.A." 7 5 15.050 10.750

Cuentas por cobrar a empleados 154 126 331.108 270.893Otros 239 68 513.724 146.196

2.824 1.132 6.071.600 2.433.736

Durante el año 2007, las cuentas por cobrar a CADAFE incluyen, principalmente, las operaciones de suministro de diesel liviano, efectuadas por PDVSA Petróleo, las cuales no generan intereses y no tienen fecha de vencimiento estipulada, y pueden ser compensadas con el servicio de suministro de energía proporcionado por CADAFE. En este sentido, durante el año 2007 y 2006, PDVSA Petróleo compensó cuentas por cobrar a CADAFE por $25 millones y $29 millones (Bs53.750 millones y Bs62.350 millones), respectivamente. Al 31 de diciembre de 2006, una porción de las cuentas por cobrar a CADAFE por 503 millones (Bs1.081.450 millones), fueron clasificadas como no corrientes.

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31 de diciembre de 2007 y 2006

114 (Continúa)

Las cuentas por cobrar a largo plazo al 31 de diciembre 2007 y 2006, incluyen cuentas por cobrar a los empleados por $226 millones y $160 millones (Bs486.211 millones y Bs344.000 millones), respectivamente, correspondiente a préstamos por beneficios contractuales. Además, al 31 de diciembre de 2006, se incluyen saldos con Petrozuata por $41 millones (Bs88.150 millones), que corresponden a deudas por requerimiento de efectivo.

En Asamblea Extraordinaria de Accionista de PDVSA, celebrada el 20 de enero de 2006, se decidió la transferencia, a título gratuito, del total de las acciones de Pequiven a la República Bolivariana de Venezuela, para cumplir con lo establecido en la Ley de Estímulo al Desarrollo de las Actividades Petroquímica, Carboquímica y Similares, publicada en diciembre de 2005. Con la finalidad de atender los lineamientos establecidos por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo y los planes estratégicos de PDVSA, la Compañía continuará, temporalmente, apoyando financieramente las actividades de Pequiven. Este apoyo incluye préstamos para capital de trabajo con la finalidad de ejecutar el plan de inversiones del año 2006, descuentos en los precios del gas metano y financiamiento de cuentas por cobrar hasta por 180 días. Durante el año 2007 y 2006, PDVSA suministró a Pequiven fondos por $15 y $88 millones (Bs32.250 millones y Bs189.200 millones), respectivamente, para ser utilizados como capital de trabajo, las cuales se incluyen en las cuentas por cobrar a largo plazo.

Al 31 de diciembre de 2007 y 2006 PDVSA, a través de la filial BITOR, ha suministrado a SINOVENSA (afiliada de BITOR) fondos por $88 millones y $121millones (Bs189.200 millones y Bs260.150 millones), respectivamente, para la construcción y operación de un módulo de producción y emulsificación de crudo extrapesado para la elaboración de Orimulsión® (MPE-3), que se incluye en las cuentas por cobrar a largo plazo (véase la nota 9-a).

Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, se han identificado ciertos activos con valor neto en libros de $82 millones y $87 millones (Bs176.300 millones y Bs187.050 millones), respectivamente, que corresponden a edificaciones de PDVSA usadas por entidades adscritas a organismos gubernamentales. Durante el año 2004, se formalizaron ciertos contratos de comodato para algunas de estas edificaciones. Los acuerdos en relación con las condiciones para el uso y la posible transferencia futura del resto de estas edificaciones, se encuentran en proceso de determinación y formalización legal. Los gastos por concepto de mantenimiento y otros cargos de estos activos son asumidos por PDVSA, la cual no recibe ninguna contraprestación de parte de las entidades adscritas a organismos gubernamentales por el uso de los mismos. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el valor de dichas edificaciones se presenta en el rubro de otros activos (véase la nota 15).

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)

Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

115 (Continúa)

(29) Información sobre Operaciones de Producción, Refinación y Exportaciones

A continuación se presenta un resumen sobre los datos operacionales, relacionados con la producción de crudo, refinación y exportación, con base en los registros auxiliares de la compañía y en los reportes de producción fiscalizada del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo (expresados en MBD):

Años terminados el31 de diciembre de2007 2006

Gestión propia de producción de petróleo crudo (1) 2.292 2.315Convenios operativos (2) - 116Empresas mixtas (2) 316 241Convenios de exploración a riesgo - 1

Participación de PDVSA en las asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco (3) (véase la nota 9-a y la nota 33-a):

PDVSA Sincor 62 65PDVSA Cerro Negro 61 48Corpoguanipa 81 47Petrozuata 63 59

267 219Crudo extrapesado (menos de 8 grados API) 29 15

Total producción propia de PDVSA 2.904 2.907

Producción Nación (4) 3.150 3.250

Capacidad de refinación (información no auditada):Sector nacional (5) 1.303 1.303Sector internacional (6) 1.795 1.795

Total capacidad de refinación 3.098 3.098

Volumen de crudo procesado en las refinerías:Sector nacional 1.004 1.022Sector internacional (información no auditada) (7) 1.517 1.625

Total volumen de crudo procesado en las refinerías 2.521 2.647

Exportación propia:Petróleo crudo 1.874 1.917Productos 622 698

Total exportación propia 2.496 2.615

Exportación Nación (8 y 9) 2.789 2.975

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)

Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

116 (Continúa)

(1) Incluye petróleo crudo condensado de planta por 7 MBD en el año 2007 y 5 MBD en el año 2006.

(2) Los Convenios Operativos se mantuvieron vigentes hasta el 31 de marzo de 2006. A partir del 1 de Abril de 2006, se produjo la migración de estos convenios al esquema de empresas mixtas (véase la nota 9-b).

(3) Producto del proceso de migración de las Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco a Empresas Mixtas, a partir de julio de 2007, la participación de PDVSA Cerro Negro pasó de 41,67% a 83,33%; la participación de Corpoguanipa pasó de 30% a 70% y la participación de PDVSA en Petrozuata pasó a 100% desde octubre 2007, (véase la nota 9-a). Los estados financieros de las empresas de las Asociaciones de la Faja fueron auditados por contadores públicos independientes distintos a los de PDVSA.

(4) Incluye 246 MBD en el año 2007 y 343 MBD en el año 2006, correspondiente a la participación de terceros en las Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco. Los estados financieros de las Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco fueron auditados por contadores públicos independientes distintos a los de PDVSA.

(5) Incluye las refinerías del sector nacional: Centro de Refinación Paraguaná – CRP (Amuay, Cardón y Bajo Grande), El Palito, Puerto la Cruz y San Roque.

(6) Incluye la alícuota correspondiente a PDVSA de las refinerías del sector internacional (Refinería Isla, Nynas, Ruhr Oel, Hovensa, Lake Charles, Lemont, Corpus Christi, Chalmette).

(7) La participación de PDVSA en las refinerías de crudos procesados incluye el total de crudo venezolano procesado en las siguientes refinerías: (Isla, Nynas, Ruhr Oel, Hovensa, Lake Charles, Lemont, Corpus Christi, Chalmette). El crudo procesado por Refinería Isla es 209 MBD en el año 2007 y 205 MBD en el año 2006.

(8) Incluye 293 MBD en el año 2007 y 360 MBD en el año 2006, correspondiente a la participación de terceros en las Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco.

(9) Incluye ventas por 25 MBD a Petroecuador, las cuales se presentan en los estados financieros consolidados, compensadas de las compras realizadas en el marco del convenio energético existente entre PDVSA y Petroecuador.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

121 (Continúa)

(31) Contribuciones Legales

(a) Ley Orgánica de Ciencia, Tecnología e Innovación

En agosto de 2005 se promulgó la Ley Orgánica de Ciencia, Tecnología e Innovación. De acuerdo con esta Ley, a partir del 1° de enero de 2006, las grandes empresas del país deben destinar, anualmente, una cantidad equivalente a 0,5% de los ingresos brutos obtenidos en el territorio nacional, en cualesquiera de las actividades de inversión en ciencia, tecnología e innovación. De acuerdo con la referida Ley, son grandes empresas aquéllas que tienen ingresos brutos anuales superiores a 100.000 Unidades Tributarias (UT). Además la Ley establece que estas grandes empresas del país, que se dediquen a las actividades establecidas en las Leyes Orgánicas de Hidrocarburos y de Hidrocarburos Gaseosos, deberán aportar anualmente una cantidad equivalente a 2% de los ingresos brutos obtenidos en el territorio nacional en actividades de inversión en ciencia, tecnología e innovación. Durante los años terminados el 31 de diciembre de 2007 y 2006, la Compañía aplicó el principio de la unidad económica y determinó un aporte por $1.287 millones y $1.077 millones (Bs2.766.050 millones y Bs2.315.550 millones), respectivamente, en forma consolidada con sus filiales domiciliadas en Venezuela, el cual fue compensado con desembolsos relacionados con inversión en actividades de ciencia, tecnología e innovación, efectuados durante esos años.

(b) Ley Orgánica contra el Tráfico Ilícito y el Consumo de Sustancias Estupefacientes y Psicotrópicas

Con fecha 16 de diciembre de 2005 fue publicada en la Gaceta Oficial Nº 38.287, la Ley Orgánica Contra el Tráfico Ilícito y el Consumo de Sustancias Estupefacientes y Psicotrópicas, la cual deroga la anterior Ley del 30 de septiembre de 1993. La mencionada Ley establece que todas las personas jurídicas, públicas y privadas que ocupen cincuenta trabajadores o más, destinarán 1% de la ganancia neta anual, a programas de prevención integral social contra el tráfico y consumo de drogas ilícitas y, de este porcentaje, se destinará 0,5% para los programas de protección integral a favor de los niños, niñas y adolescentes. Durante los años terminados el 31 de diciembre de 2007 y 2006, la Compañía reconoció un gasto de aproximadamente $19 millones y $33 millones (Bs40.850 millones y Bs70.950 millones), respectivamente por este concepto, el cual se contabilizó como otros (ingresos) egresos, neto en los estados consolidados de resultados de cada año.

(32) Nuevas Leyes

(a) Ley de Impuesto a las Transacciones Financieras

Con fecha 5 de octubre de 2007, el Ejecutivo Nacional dictó el Decreto con Rango Valor y Fuerza de Ley de Impuesto a las Transacciones Financieras de las Personas Jurídicas y Entidades Económicas sin Personalidad Jurídica. Esta Ley establece que las personas jurídicas y entidades económicas sin personalidad jurídica deberán pagar una cantidad equivalente a 1,5 % del monto de las transacciones financieras que realicen. Esta Ley estará en vigencia desde el 1° de noviembre de 2007 hasta el 31 de diciembre de 2008.

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122 (Continúa)

(b) Ley Orgánica de Reorganización del Sector Eléctrico

En la Gaceta Oficial Nº 38.736, del 31 de julio de 2007, se publicó el Decreto con Rango, Valor y Fuerza de Ley Orgánica de Reorganización del Sector Eléctrico, el cual crea la sociedad anónima Corporación Eléctrica Nacional, S.A. adscrita al Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, cuya actividad se centrará en la generación, transmisión, distribución y comercialización de potencia y energía eléctrica. El capital social será suscrito en 75% por la República, a través del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, y en 25% por PDVSA. Esta Ley ordena a la República, a la Corporación Venezolana de Guayana (CVG) y a PDVSA, transferir las acciones que posean de empresas eléctricas públicas a la Corporación Eléctrica Nacional, S.A. (véase la nota 10).

(c) Ley Habilitante

Con fecha 1° de febrero de 2007, la Asamblea Nacional aprobó la Ley que Autoriza al Presidente de la República para dictar Decretos con Rango, Valor y Fuerza de Ley, en un grupo de materias delegadas por un período de 18 meses a partir de su publicación. De acuerdo con el texto de esta Ley, las materias objeto de esta autorización comprenden temas en los ámbitos de transformación de las instituciones del estado, participación popular, económico y social, financiero y tributario y energético.

(d) Ley de Reconversión Monetaria

El 6 de marzo de 2007, se publicó en Gaceta Oficial Nº 38.638, el Decreto con Rango, Valor y Fuerza de Ley de Reconversión Monetaria, la cual estipula, que a partir del 1° de enero de 2008, la unidad del sistema monetario de la República Bolivariana de Venezuela, se expresará en el equivalente de un mil bolívares actuales. En consecuencia, los bolívares existentes a la mencionada fecha, deberán ser convertidos a la nueva unidad monetaria dividiéndolos entre mil y llevándolos al céntimo más cercano.

Con fecha 21 de junio de 2007, el Directorio del BCV emitió la Resolución Nº 07-06-02, por medio de la cual se dictan las “Normas que rigen la Reexpresión Monetaria y el Redondeo”. En el Artículo Nº 6 de esta Resolución, se establece que la preparación y presentación de los estados financieros correspondientes a ejercicios terminados antes del 1 de enero de 2008, cuya aprobación se efectúe con posterioridad a dicha fecha, deberá realizarse en bolívares actuales de acuerdo con principios de contabilidad de aceptación general. A los efectos de comparación con ejercicios posteriores, los saldos contables de dichos estados financieros se convertirán conforme a lo dispuesto en el Artículo Nº 1 del Decreto con Rango, Valor y Fuerza de Ley de Reconversión Monetaria.

PDVSA, en cumplimiento con la mencionada Ley ha aplicado los mecanismos tecnológicos y administrativos - financieros, para garantizar su cumplimiento, y la gerencia de la Compañía, estima que los procesos y costos de adaptación de esta nueva Ley no tendrán efectos significativos en los estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2007.

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123 (Continúa)

(33) Eventos Subsecuentes

(a) Empresas Mixtas

El 31 de enero de 2008, CVP y Veba Oil & Gas Cerro Negro GmbH (filial de British Petroleum), firmaron el Acuerdo de Conversión a Empresa Mixta Petromonagas, S. A. Durante marzo de 2008, fueron publicados los decretos de transferencia en Gaceta Oficial Nº 38.884 para Petrolera Guiria, S.A. y Petromonagas, S.A.

Durante enero de 2008, fueron publicados en Gaceta Oficial Nº 38.846 y Nº 38.847 los decretos de transferencia para Petropiar, S.A., Petrocedeño, S.A., respectivamente; en la Nº 38.851 para Petrosucre, S.A. y Petrolera Paria, S.A. y en la Nº 38.852 para Petrolera Sinovensa, S.A. (véase nota 9-a).

(b) Renovación Línea de Crédito BNP Paribas

El 25 de enero de 2008, se renovó la línea de crédito por $1.124 millones (Bs2.416.600 millones), contratada originalmente en el año 2007 con un grupo de bancos y liderada por el BNP Paribas y vencimiento el 30 de enero de 2008. Este préstamo fue extendido por un año adicional y causará intereses a una tasa LIBOR más 150 puntos base (véase la nota 21).

(c) Nuevas Filiales de PDVSA

Con base en los lineamientos establecidos por el MENPET y en los planes estratégicos de PDVSA, durante febrero de 2008 la Junta Directiva de PDVSA aprobó la creación de las siguientes filiales:

PDVSA Desarrollos Urbanos, S.A.

PDVSA Ingeniería y Construcción, S.A.

PDVSA Naval, S.A.

Productora y Distribuidora Venezolana de Alimentos, S.A. (PDVAL)

Estas filiales fueron creadas con la finalidad de realizar actividades de desarrollo y ejecución de obras de infraestructura social, servicios de ingeniería y construcción de proyectos mayores, construcción, reparación y mantenimiento de buques, producción, abastecimiento y comercialización de alimentos, exploración y producción, refinación, comercio y suministro, relacionadas directa o indirectamente con los hidrocarburos; así como también, para ejecutar proyectos y programas sociales, culturales, tecnológicos y educativos.

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(d) Acuerdo de Finiquito con ENI por el Campo Dación

En febrero de 2008, PDVSA suscribió un acuerdo de finiquito con la compañía italiana ENI, el cual permitió la toma del control accionario por parte de PDVSA en 100%, de la empresa mixta relacionada con el convenio operativo del campo Dación, ubicado en el Estado Anzoátegui. El monto final de la compensación fue de $700 millones, el pago se hará en siete años y tendrá como soporte el flujo de caja de Petrosucre, S.A., empresa mixta donde ENI participa como socio minoritario (véase la nota 9-b).

(e) Arbitraje ante la Cámara de Comercio Internacional (CCI)

Mobil Cerro Negro, Ltd. solicitó una orden de congelamiento y entrega de información a nivel mundial que fue otorgada por la Corte Suprema de Inglaterra y Gales el 24 de enero de 2008. La orden prohíbe a PDVSA disponer de sus activos en Inglaterra y Gales y la obliga a mantener, a nivel mundial, activos libres de gravámenes por un monto de $12.000 millones. La orden establece que no se prohíbe a PDVSA disponer de cualquiera de sus activos en el curso ordinario y apropiado de sus negocios. PDVSA presentó su argumentación de defensa el 14 de febrero de 2008. El 18 de marzo de 2008, la Corte Suprema de Inglaterra y Gales emitió posición a favor de PDVSA, donde rechaza la orden de congelamiento otorgada anteriormente.

El 25 de enero de 2008, la empresa Mobil Cerro Negro Ltd. (filial de ExxonMobil), introdujo una solicitud de arbitraje ante el la Corte de Arbitraje Internacional de la Cámara de Comercio Internacional (CCI) en New York, en contra de PDVSA y PDVSA Cerro Negro, alegando el incumplimiento de obligaciones contractuales asumidas bajo el Convenio de Asociación del Proyecto Cerro Negro por parte de PDVSA Cerro Negro, y de los términos de una garantía por parte de PDVSA.

El 5 de marzo de 2008 la OPEP emitió resolución expresando su apoyo a la Republica Bolivariana de Venezuela y a PDVSA, en el ejercicio de su derecho soberano para el manejo de sus recursos naturales, en concordancia con las leyes internacionales, un derecho reiterado por las Declaraciones de las Cumbres Jefes de Estado y Gobierno de Argel, Caracas y Riyadh.

PDVSA considera que la resolución de esta disputa no tendrá un efecto significativo sobre sus operaciones y situación financiera.

(f) Pronunciamientos Contables Recientemente Emitidos

En enero de 2008, la IASB emitió la Norma Internacional de Información Financiera Nº 3 revisada Combinaciones de Negocios (NIIF 3). Adicionalmente, la IASB emitió una enmienda a la Norma Internacional de Contabilidad Nº 27 (NIC 27) Estados Financieros Consolidados y Separados. Estas normas estarán en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de julio de 2009. Estas normas están siendo evaluadas por la gerencia de la Compañía.

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125 (Continúa)

(34) Información Suplementaria sobre Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (no auditada)

Los cuadros siguientes proporcionan información suplementaria sobre las actividades de exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas. Todas las actividades de exploración y producción se realizan en territorio venezolano, principalmente por PDVSA Petróleo, CVP y PDVSA Gas.

Cuadro I - Reservas de Petróleo Crudo y Gas Natural

Todas las reservas de petróleo crudo y gas natural están situadas en el territorio venezolano y son propiedad de la República Bolivariana de Venezuela. Las reservas de petróleo crudo y gas natural son estimadas por PDVSA y revisadas por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo, aplicando las definiciones de reservas las cuales concuerdan con las establecidas por el American Petroleum Institute (API) de los Estados Unidos de América.

Las reservas probadas son las cantidades estimadas de petróleo y gas en yacimientos conocidos que, con razonable certeza, se podrán recuperar en el futuro bajo las condiciones económicas y operativas actuales. Debido a la incertidumbre inherente y al carácter limitado de los datos sobre los yacimientos, las estimaciones de las reservas están sujetas a modificaciones, a través del tiempo, a medida que se dispone de mayor información. Las reservas probadas no incluyen los volúmenes adicionales que podrían resultar de extender las áreas exploradas actuales, o de la aplicación de procesos de recuperación secundaria que no han sido ensayados y calificados como económicamente factibles.

Las reservas probadas desarrolladas de petróleo y gas comprenden las cantidades que pueden ser recuperadas de los pozos existentes, con equipos y métodos actualmente en uso. Las reservas probadas no desarrolladas son aquellos volúmenes que se esperan recuperar, mediante inversiones en la perforación de nuevos pozos en áreas no desarrolladas o en la culminación de pozos existentes.

Las reservas probadas de petróleo crudo han sido agrupadas en crudo convencional (liviano, mediano y pesado) y petróleo extrapesado.

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126 (Continúa)

Un resumen de las variaciones anuales en las reservas probadas de petróleo crudo y gas natural se presenta a continuación:

(a) Petróleo Crudo Convencional y Extrapesado (en millones de barriles)

Años terminados el31 de diciembre de2007 2006

Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleocrudo convencional al 1° de enero 41.341 41.572

Revisiones 228 571Extensiones y descubrimientos 520 117Producción (885) (919)

Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleocrudo convencional al 31 de diciembre 41.204 41.341

Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de crudosextrapesados al 31 de diciembre 58.173 45.983

Total general de reservas probadas desarrolladasy no desarrolladas al 31 de diciembre 99.377 87.324

Total reservas probadas desarrolladas, sometidasa producción, incluyendo crudos extrapesados al31 de diciembre (contenidas en el total anterior) 15.537 19.620

Por el trimestre terminado el 31 de marzo de 2006, fecha de la migración a empresas mixtas (véase la nota 9-b) la producción fiscalizada de convenios operativos fue de 42 millones de barriles. A partir del 1° de abril y hasta el 31 de diciembre de 2006, la producción fiscalizada de petróleo crudo de las empresas mixtas fue de 88 millones de barriles. Producto de dicha migración, se transfirieron reservas probadas de petróleo crudo a esfuerzo propio de 750 millones de barriles. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, las reservas certificadas asignadas a empresas mixtas se ubicaron en 5.609 millones y 4.534 millones de barriles, respectivamente. La producción para el año terminado el 31 de diciembre de 2007 alcanzo 115 millones de barriles.

(b) Petróleo Crudo Extrapesado (en millones de barriles)

Venezuela tiene reservas significativas de petróleo crudo extrapesado (menos de 8 grados API), las cuales están siendo desarrolladas conjuntamente con varias empresas extranjeras, a través de asociaciones y mediante la aplicación de nuevas tecnologías de refinación y mejoramiento del petróleo crudo, con miras a que la producción sea económicamente rentable (véase la nota 9-a).

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127 (Continúa)

Durante los años 2007 y 2006, los cambios en las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo crudo extrapesado asociadas a los proyectos en ejecución con nuevas tecnologías; así como también, el total de las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo crudo extrapesado a estas mismas fechas, que reflejan el volumen total de estas reservas, se resumen a continuación (en millones de barriles):

Años terminados el 31 de diciembre de 2007 2006

Total Totalincluyendo incluyendo

Proyectos proyectos Proyectos proyectos

Reservas probadas desarrolladas y nodesarrolladas de petróleo crudoextrapesado al 1° de enero 12.670 45.983 12.875 38.440

Revisiones - 12.450 - 7.815 Transferencias (2) (2.395) - - - Desarrollo y nuevos descubrimientos - - - 1 Producción (190) (260) (205) (273)

Reservas probadas desarrolladas y nodesarrolladas de petróleo crudoextrapesado al 31 de diciembre 10.085 58.173 12.670 45.983

Reservas probadas desarrolladas depetróleo crudo extrapesado al31 de diciembre 1.608 4.355 2.128 6.300

Reservas probadas desarrolladas y nodesarrolladas de petróleo crudoextrapesado en asociacionesmancomunadas al 31 de diciembre 10.085 10.236

Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo crudo extrapesado en participación patrimonial al 31 de diciembre (1) - 2.434

10.085 12.670

(1) Representa la participación patrimonial de PDVSA en Petrozuata (véase la nota 9-a).

(2) A partir del 1 de octubre de 2007, las reservas probadas asignadas a Petrozuata fueron transferidas a esfuerzo propio.

PDVSA produjo 25 millones y 29 millones de barriles de petróleo crudo extrapesado, de los cuales 11 millones y 5 millones de barriles fueron utilizados para la producción de Orimulsión® durante los años 2007 y 2006, respectivamente (véase la nota 9-a).

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128 (Continúa)

De acuerdo con el Oficio Nº 1.036 de junio 2005, el Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo asignó el Proyecto Magna Reserva a CVP para cuantificar y certificar las reservas de la Faja Petrolífera del Orinoco. El lineamiento estratégico establecido, persigue el propósito de convertir a dicha faja en un eje impulsor del desarrollo económico, social, industrial, tecnológico y sustentable del país, mediante la valorización y desarrollo óptimo de sus recursos de hidrocarburos dentro del marco legal vigente y el plan de desarrollo de la nación.

Para acometer la cuantificación y certificación de las reservas, se dividió la Faja Petrolífera del Orinoco en 4 grandes áreas: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo y, éstas a su vez en 28 bloques (excluyendo el área de los Convenios de Asociación y BITOR-Sinoven, S.A.), de los cuales 16 bloques serán cuantificados en un esfuerzo compartido entre CVP y los profesionales de 18 empresas de países que suscribieron Acuerdos de Entendimiento con el Ejecutivo Nacional.

Con base en el soporte técnico e informativo proporcionado por Petróleos Brasileiros (PETROBRAS) y PDVSA, la empresa Ryder Scott Company, en noviembre del año 2006, certificó el Petróleo Original En Sitio (POES) del bloque Carabobo 1 en 45.500 millones de barriles. El Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo, considerando las cifras oficiales preexistentes en este bloque, determinó que las cifras finales a oficializar e incorporar son de 7.800 millones de barriles de reservas probadas como revisiones de las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo crudo extrapesado y 37.000 millones de barriles para el POES.

Asimismo, en mayo de 2007 la empresa Ryder Scot Company, certificó el POES de los bloque Carabobo 2, 3 y 4 en 84.069 millones de barriles. El Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo, considerando las cifras oficiales preexistentes en estos bloques, determinó que las cifras finales a incorporar son de 12.450 millones de barriles de petróleo y 2.530 millardos de pies cúbicos de gas de reservas probadas como revisiones, de las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo crudo extrapesado y de gas natural, respectivamente, a la vez que oficializó 87.049 millones de barriles para el POES y 7.212 millardos de pies cúbicos para el GOES (véase la nota 9-a).

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129 (Continúa)

(c) Reservas de Gas Natural (en millardos de pies cúbicos)

Años terminados el 31 de diciembre2007 2006

Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas degas natural al 1° de enero 149.802 138.445

Revisiones 1.824 12.349Extensiones y nuevos descubrimientos 1.800 399Producción (1.405) (1.391)

Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de gas natural al 31 de diciembre 152.021 149.802

Reservas probadas de gas natural relacionadas con reservas de petróleo crudo extrapesado al 31 dediciembre 18.899 16.447

Total de reservas probadas de gas natural desarrolladas y no desarrolladas al 31 de diciembre 170.920 166.249

Total reservas probadas de gas natural desarrolladas, sometidas a producción, incluyendo las relacionadas con petróleo crudo extrapesado al 31 de diciembre(contenidas en el total anterior) 105.154 110.108

Las reservas probadas de gas incluyen la porción que es recuperable en los hidrocarburos licuables, la cual se obtiene en las plantas de procesamiento de PDVSA. Durante los años 2007 y 2006, se recuperó gas natural licuado por aproximadamente 63 millones y 65 millones de barriles equivalentes, respectivamente.

La producción de gas natural se presenta con base en volúmenes reales antes de la extracción de hidrocarburos licuables. Durante los años 2007 y 2006, el gas natural utilizado en operaciones de reinyección fue de, aproximadamente 1.060 millardos y 1.102 millardos de pies cúbicos, respectivamente.

A través del Proyecto Mariscal Sucre se descubrieron acumulaciones de gas natural Costa Afuera, al norte de la Península de Paria, noreste de Venezuela. Este proyecto está dividido en 4 campos: Dragón, Mejillones, Patao y Río Caribe, que abarcan un área total de explotación de 2.084 kilómetros cuadrados. Los estudios más recientes corresponden a la reevaluación en la Cuenca de Carúpano ejecutada con esfuerzo propio de PDVSA y la participación de Mitsubishi y Shell International Exploration and Production, que permiten incorporar volúmenes significativos tanto de reservas probadas, como de reservas probables y posibles. El 23 de octubre de 2006, el Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo, aprobó la incorporación de reservas probadas de gas natural en los yacimientos de estos 4 campos por 10.963 millardos de pies cúbicos.

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130 (Continúa)

Durante el año 2007, el Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo, oficializó 3.624 millardos de pies cúbicos en reservas de gas asociado y no asociado, siendo la incorporación más destacada, 1.278 millardos de pies cúbicos, generada por la revisión de las reservas probadas de gas natural en los yacimientos del Campo Lorán, correspondientes a la Licencia para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos Gaseosos No Asociados en el Bloque 2 de la Plataforma Deltana.

Cuadro II - Costos Incurridos en Actividades de Exploración y Desarrollo

Los costos de exploración incluyen costos incurridos en relación con actividades geológicas, geofísicas, de perforación y equipamiento de pozos exploratorios. Los costos de desarrollo incluyen los relacionados con la perforación y equipamiento de pozos de desarrollo, proyectos de recuperación mejorada e instalaciones para la extracción, tratamiento y almacenamiento de petróleo crudo y gas natural. Los costos anuales, que se resumen a continuación, incluyen los registrados en gastos y en cuentas de activo relacionados con reservas de petróleo crudo convencional y extrapesado de PDVSA (en millones):

Dólares -

2007 2006Crudo Crudo Crudo Crudo

convencional extrapesado Total convencional extrapesado Total

Costos de exploración 154 - 154 100 - 100 Costos de desarrollo 10.098 979 (2) 11.077 5.199 211 (2) 5.410

10.252 979 11.231 5.299 211 5.510 Participación

patrimonial (1) - 10 10 - 64 64

10.252 989 11.241 5.299 275 5.574

Bolívares -

2007 2006Crudo Crudo Crudo Crudo

convencional extrapesado Total convencional extrapesado Total

Costos de exploración 331.155 - 331.155 215.807 - 215.807 Costos de desarrollo 21.665.429 2.100.461 (2) 23.765.890 10.588.864 429.746 (2) 11.018.610

21.996.584 2.100.461 24.097.045 10.804.671 429.746 11.234.417Participación

patrimonial (1) - 21.500 21.500 - 137.600 137.600

21.996.584 2.121.961 24.118.545 10.804.671 567.346 11.372.017

(1) Representa la participación patrimonial de PDVSA en Petrozuata por el período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2007 y por el año terminado el 31 de diciembre 2006, respectivamente (véase nota 9-a).

(2) Representa la cuota parte de la participación de PDVSA en asociaciones de operaciones mancomunadas.

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131 (Continúa)

Cuadro III - Costos Registrados como Activos en Actividades de Producción de Petróleo y Gas

A continuación se presenta un resumen de los costos registrados como activos en actividades de exploración y producción de petróleo y gas, y la correspondiente depreciación y amortización acumulada al 31 de diciembre en relación con las reservas del petróleo crudo convencional y extrapesado de PDVSA (en millones):

Dólares -

2007 2006Crudo Crudo Crudo Crudo

convencional extrapesado Total convencional extrapesado Total

Activos dedicados a la producción (1) 39.725 3.386 43.111 37.107 1.445 38.552

Equipos e instalaciones 17.710 6.340 24.050 17.263 2.570 19.833

57.435 9.726 67.161 54.370 4.015 58.385 Depreciación y amortización

acumulada (36.804) (3.084) (39.888) (34.094) (1.122) (35.216)

Construcciones en progreso 12.702 505 13.207 8.205 181 8.386

Costos netos capitalizados como activos 33.333 7.147 40.480 28.481 3.074 31.555

Participación patrimonial (2) - 1.016 1.016 - 1.378 1.378

Total 33.333 8.163 41.496 28.481 4.452 32.933

Bolívares -

2007 2006Crudo Crudo Crudo Crudo

convencional extrapesado Total convencional extrapesado Total

Activos dedicados a la producción (1) 85.408.750 7.279.900 92.688.650 79.780.050 3.106.750 82.886.800 Equipos e instalaciones 38.076.500 13.631.000 51.707.500 37.115.450 5.525.500 42.640.950

123.485.250 20.910.900 144.396.150 116.895.500 8.632.250 125.527.750Depreciación y amortización

acumulada (79.128.600) (6.630.600) (85.759.200) (73.302.100) (2.412.300) (75.714.400)

Construcciones en progreso 27.309.300 1.085.750 28.395.050 17.640.750 389.150 18.029.900

Costos netos capitalizados como activos 71.665.950 15.366.050 87.032.000 61.234.150 6.609.100 67.843.250

Participación patrimonial (2) - 2.184.400 2.184.400 - 2.962.700 2.962.700

Total 71.665.950 17.550.450 89.216.400 61.234.150 9.571.800 70.805.950

(1) Incluye terrenos por $137 millones (Bs294.550 millones) al 31 de diciembre de 2007 y 2006, respectivamente.

(2) Representa la participación patrimonial de PDVSA en Petrozuata por el período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2007 y por el año terminado el 31 de diciembre 2006, respectivamente (véase nota 9-a).

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132 (Continúa)

Cuadro IV - Resultados de Operaciones Correspondientes a Actividades de Producción de Petróleo y Gas para cada año (en millones):

Dólares - Años terminados el 31 de diciembre de

2007 2006Crudo Crudo Crudo Crudo

convencional extrapesado Total convencional extrapesado Total

Ingresos netos por producciónVentas 53.236 5.343 58.579 45.417 2.886 48.303 Transferencias 11.311 - 11.311 12.446 - 12.446 Costo de producción (6.052) (419) (6.471) (6.033) (430) (6.463) Regalías (18.258) (1.614) (19.872) (16.470) (684) (17.154) Depreciación y amortización (2.172) (493) (2.665) (2.174) (256) (2.430) Costo de exploración (154) - (154) (100) - (100)

Resultados antes de impuesto sobre la renta 37.911 2.817 40.728 33.086 1.516 34.602

Impuesto sobre la renta (18.842) (1.477) (20.319) (16.327) (586) (16.913)

Resultados de operacionesde producción 19.069 1.340 20.409 16.759 930 17.689

Participación patrimonial (1) - 73 73 - 340 340

19.069 1.413 20.482 16.759 1.270 18.029

Bolívares - Años terminados el 31 de diciembre de

2007 2006Crudo Crudo Crudo Crudo

convencional extrapesado Total convencional extrapesado Total

Ingresos netos por producciónVentas 114.457.400 11.487.450 125.944.850 97.646.550 6.204.900 103.851.450Transferencias 24.318.650 - 24.318.650 26.758.900 - 26.758.900Costo de producción (13.011.800) (900.850) (13.912.650) (12.970.950) (924.500) (13.895.450)Regalías (39.254.700) (3.470.100) (42.724.800) (35.410.500) (1.470.600) (36.881.100)Depreciación y amortización (4.669.800) (1.059.950) (5.729.750) (4.674.100) (550.400) (5.224.500) Costo de exploración (331.155) - (331.155) (215.807) - (215.807)

Resultados antesde impuesto sobre la renta 81.508.595 6.056.550 87.565.145 71.134.093 3.259.400 74.393.493

Impuesto sobre la renta (40.510.300) (3.175.550) (43.685.850) (35.103.050) (1.259.900) (36.362.950)

Resultados de operacionesde producción 40.998.295 2.881.000 43.879.295 36.031.043 1.999.500 38.030.543

Participación patrimonial (1) - 156.950 156.950 - 731.000 731.000

40.998.295 3.037.950 44.036.245 36.031.043 2.730.500 38.761.543

(1) Representa la participación patrimonial de PDVSA en Petrozuata por el período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2007 y por el año terminado el 31 de diciembre 2006, respectivamente (véase nota 9-a).

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31 de diciembre de 2007 y 2006

133 (Continúa)

Los ingresos por producción de petróleo se calculan a los precios del mercado internacional, como si toda la producción estuviese vendida.

La diferencia entre el total de los resultados antes de impuesto sobre la renta indicados anteriormente y el monto de la ganancia operativa, presentada en el segmento de actividades de exploración y producción (véase la nota 8) para los años 2007 y 2006 se debe, principalmente, a: 1) el uso de la producción a valor de mercado versus las ventas a terceros y entre segmentos, por aproximadamente $4.392 millones y $4.054 millones (Bs9.442.800 millones y Bs8.716.100 millones), respectivamente; 2) la inclusión en el segmento de negocios, de ingresos y gastos generales y otros egresos, neto por aproximadamente $1.315 millones y $3.795 millones (Bs2.827.250 millones y Bs8.159.250 millones), respectivamente.

Los costos de producción representan los gastos de extracción incurridos en la operación y mantenimiento de pozos productivos, instalaciones y equipos relacionados, incluyendo costos de mano de obra operativa, materiales y suministros, combustible consumido en las operaciones y los costos de operación de las plantas de líquidos del gas natural. Los costos de producción también incluyen los gastos administrativos y honorarios de operación de ciertos campos operados por compañías especializadas bajo convenios operativos.

Durante el año 2006 los costos de producción incluyen $1.657 millones (Bs3.562.550 millones) incurridos a contratistas independientes, mediante contratos de servicios los cuales se relacionan con la producción de 42 millones de barriles de petróleo crudo.

Los costos de producción de petróleo crudo extrapesado incluyen los gastos incurridos en la operación y mantenimiento de los pozos productivos; así como también, gastos de transporte y su manejo.

Los costos de exploración incluyen los incurridos en la realización de actividades geológicas y geofísicas, así como los de perforación de pozos exploratorios que han resultado improductivos.

La depreciación y amortización corresponden a los activos que se emplearon en las actividades de exploración y producción. El gasto del impuesto sobre la renta es calculado utilizando la tasa nominal de impuesto para el año. Para estos efectos, los resultados de operaciones de producción no incluyen gastos de financiamiento, gastos corporativos generales, ni sus efectos fiscales asociados.

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31 de diciembre de 2007 y 2006

134 (Continúa)

Un resumen de los precios promedio por unidad y costos de producción se presenta a continuación:

Años terminados el 31 de diciembre de2007 2006 2007 2006

Dólares Bolívares

Precios promedio de ventas:Petróleo crudo, por barril 62,68 55,21 134.762,00 118.701,50Precio cesta de gas, por barril 22,13 17,96 47.579,50 38.614,00Gas natural, por barril 7,04 6,53 15.136,00 14.039,50

Costos promedios de producción, por barril de petróleo equivalente 4,93 4,34 10.599,50 9.331,00

Costos promedios de producción, por barril de petróleo equivalente, excluyendo convenios operativos y empresas mixtas 4,88 4,01 10.492,00 8.621,50

Cuadro V - Medida Uniforme de los Ingresos Netos Futuros Descontados de Efectivo Relacionados con las Reservas Probadas de Petróleo y Gas

Debido a la incertidumbre asociada con el tiempo en que se desarrollen las reservas de crudos extrapesados del país, solamente han sido consideradas, para el cálculo de los ingresos netos futuros de efectivo descontados, las reservas probadas de crudos convencionales y la participación de PDVSA en los proyectos de crudos extrapesados.

Los ingresos futuros estimados de efectivo provenientes de la producción son calculados usando precios y cantidades estimadas de reservas probadas de petróleo y gas al final del año. Los ingresos futuros de los crudos extrapesados se determinan usando los precios y cantidades de los crudos mejorados que serán producidos en las plantas. Los precios de los crudos mejorados al final del año se aproximan a los precios de los crudos convencionales de características similares. Los costos futuros de desarrollo y producción son aquellos que se estiman necesarios para incorporar y extraer las reservas probadas estimadas a final del año, asumiendo que las mismas condiciones económicas se mantienen. Los gastos futuros de impuesto sobre la renta son calculados usando las correspondientes tasas fiscales nominales a final del año. Estas tasas incluyen las deducciones y créditos fiscales permitidos, y son aplicadas a los ingresos netos futuros estimados de efectivo antes de impuestos. Este cálculo requiere de estimados anuales de cuándo serán incurridos los desembolsos futuros y cuándo serán extraídas las reservas.

La información que se suministra a continuación, no representa estimaciones certificadas de los ingresos futuros de efectivo de PDVSA, ni el valor preciso de las reservas probadas de petróleo y gas. Las reservas probadas son imprecisas y están sujetas a cambios en el tiempo y en la medida que se disponga de nueva información. Adicionalmente, las reservas probables y posibles, que podrían convertirse en probadas en el futuro, son excluidas del cálculo. El método de valoración requiere de supuestos, en cuanto a la

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31 de diciembre de 2007 y 2006

135 (Continúa)

oportunidad de la extracción futura de las reservas probadas; así como de la oportunidad y cuantía de los costos futuros de desarrollo y producción. Los cálculos están hechos al 31 de diciembre de cada año y no deben ser considerados como indicativos de los ingresos futuros de efectivo de PDVSA, ni del valor de sus reservas de petróleo y gas (en millones de dólares):

Dólares - 2007 2006Crudo Crudo

Crudo extra Crudo extraconvencional pesado Total convencional pesado Total

Flujos futuros de efectivo 3.039.998 510.660 3.550.658 2.651.533 457.368 3.108.901 Costos futuros de producción (228.199) (13.600) (241.799) (125.758) (35.506) (161.264) Regalía futura (841.522) (85.127) (926.649) (747.972) (76.243) (824.215) Costos futuros de desarrollo (119.143) (47.057) (166.200) (77.340) (40.929) (118.269) Gastos futuros de impuesto sobre la renta (855.253) (118.905) (974.158) (800.842) (98.526) (899.368) Costo de retiro de activo (3.854) - (3.854) (3.269) - (3.269)

Flujos futuros netos 992.027 245.971 1.237.998 896.352 206.164 1.102.516

Efecto de descontar los flujos netos de efectivo a 10% (667.695) (128.709) (796.404) (680.295) (168.439) (848.734)

Flujos futuros descontadosde efectivo 324.332 117.262 441.594 216.057 37.725 253.782

Participación patrimonial (1)- - - - 12.323 12.323

Total 324.332 117.262 441.594 216.057 50.048 266.105

Bolívares - 2007 2006

Crudo Crudo

Crudo extra Crudo extra

convencional pesado Total convencional pesado Total

Flujos futuros de efectivo 6.535.995.700 1.097.919.000 7.633.914.700 5.700.795.950 983.341.200 6.684.137.150

Costos futuros de producción (490.627.850) (29.240.000) (519.867.850) (270.379.700) (76.337.900) (346.717.600)

Regalía futura (1.809.272.300) (183.023.050) (1.992.295.350) (1.608.139.800) (163.922.450) (1.772.062.250)

Costos futuros de desarrollo (256.157.450) (101.172.550) (357.330.000) (166.281.000) (87.997.350) (254.278.350)

Gastos futuros de impuesto sobre la renta (1.838.793.950) (255.645.750) (2.094.439.700) (1.721.810.300) (211.830.900) (1.933.641.200)

Costo de retiro de activo (8.286.100) - (8.286.100) (7.028.350) - (7.028.350)

Flujos futuros netos 2.132.858.050 528.837.650 2.661.695.700 1.927.156.800 443.252.600 2.370.409.400

Efecto de descontar los flujos netos de

efectivo a 10% (1.435.544.250) (276.724.350) (1.712.268.600) (1.462.634.250) (362.143.850) (1.824.778.100)

Flujos futuros descontados

de efectivo 697.313.800 252.113.300 949.427.100 464.522.550 81.108.750 545.631.300

Participación patrimonial (1)

- - - - 26.494.450 26.494.450

Total 697.313.800 252.113.300 949.427.100 464.522.550 81.108.750 572.125.750

(1) Representa la participación patrimonial de PDVSA en Petrozuata (véase nota 9-a).

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)

Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

136 (Continúa)

Cuadro VI - Análisis de los Cambios en los Ingresos Futuros Descontados de Efectivo Relacionados con las Reservas Probadas de Petróleo y Gas

A continuación se muestra un análisis de los cambios para cada año (en millones):

Dólares -

2007 2006

Crudo Crudo

Crudo extra Crudo extra

convencional pesado Total convencional pesado Total

Valor presente al 1º de enero:

Ventas, netas de costos de producción e impuestos (37.174) (2.817) (39.991) (32.799) (1.772) (34.571)

Valor de las reservas adicionales durante el año, debido a

extensiones y descubrimientos 5.130 - 5.130 747 - 747

(32.044) (2.817) (34.861) (32.052) (1.772) (33.824)

Cambios en el valor de las reservas del año anterior debido a:

Costos de desarrollo incurridos durante el año 10.098 979 11.077 3.131 211 3.342

Cambios en los costos futuros de desarrollo 16.968 4.780 21.748 (2.133) (2.573) (4.706)

Cambios netos en los en los precios y costos de producción 340.781 31.185 371.966 193.990 14.422 208.412

Revisiones de las estimaciones previas de las reservas 15.246 - 15.246 17.168 - 17.168

Cambios netos en los gastos de impuesto sobre la renta (17.789) 909 (16.880) (40.987) 804 (40.183)

Cambios netos en regalías y otros (224.985) 44.501 (180.484) (98.715) 6.488 (92.227)

Cambio total durante el año 108.275 79.537 187.812 40.402 17.580 57.982

Participación patrimonial (1)

- - - - 7.074 7.074

108.275 79.537 187.812 40.402 24.654 65.056

(1) Representa la participación patrimonial de PDVSA en Petrozuata (véase nota 9-a).

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)

Notas a los Estados Financieros Consolidados

31 de diciembre de 2007 y 2006

137

Bolívares -

2007 2006Crudo Crudo

Crudo extra Crudo extraconvencional pesado Total convencional pesado Total

Valor presente al 1º de enero:

Ventas, netas de costos de producción e impuestos (79.924.100) (6.056.550) (85.980.650) (70.517.850) (3.809.800) (74.327.650)

Valor de las reservas adicionales durante el año, debido a extensiones y descubrimientos 11.029.500 - 11.029.500 1.606.050 - 1.606.050

(68.894.600) (6.056.550) (74.951.150) (68.911.800) (3.809.800) (72.721.600)

Cambios en el valor de las reservas del año anterior debido a:

Costos de desarrollo incurridos durante el año 21.710.700 2.104.850 23.815.550 6.731.650 453.650 7.185.300

Cambios en los costos futuros de desarrollo 36.481.200 10.277.000 46.758.200 (4.585.950) (5.531.950) (10.117.900)

Cambios netos en los en los precios y costos de producción 732.679.150 67.047.750 799.726.900 417.078.500 31.007.300 448.085.800

Revisiones de las estimaciones previas de las reservas 32.778.900 - 32.778.900 36.911.200 - 36.911.200

Cambios netos en los gastos de impuesto sobre la renta (38.246.350) 1.954.350 (36.292.000) (88.122.050) 1.728.600 (86.393.450)

Cambios netos en regalías y otros (483.717.750) 95.677.150 (388.040.600) (212.237.250) 13.949.200 (198.288.050)

Cambio total durante el año 232.791.250 171.004.550 403.795.800 86.864.300 37.797.000 124.661.300

Participación patrimonial (1) - - - - 15.209.100 15.209.100

232.791.250 171.004.550 403.795.800 86.864.300 37.797.000 139.870.400

(1) Representa la participación patrimonial de PDVSA en Petrozuata (véase nota 9-a).

Durante el año 2006, se utilizó como base para el cálculo de los cambios e ingresos netos futuros descontados de efectivo relacionados con las reservas probadas de petróleo y gas un plan de negocios de la corporación por un período de 20 años. Durante el año 2007, este plan fue reestructurado de acuerdo a los cambios que ha venido experimentando la industria petrolera, para lo cual se elaboró un nuevo plan de negocios a partir del año 2008 hasta el año 2021. El efecto de la disminución en referencia a la cantidad de años utilizados para la elaboración de dicho plan no fue significativo al compararlo con las cifras reveladas en el 2006 debido a los altos precios del petróleo y el aumento de las reservas de petróleo y gas durante el año 2007.