ejercicio anual finalizado

Informe del Comisario
de PDVSA:
Ejercicio económico
del año 1999
Rafael Darío Ramírez Coronado
Comisario Principal
Petróleos de Venezuela, S.A.
PRÓLOGO
La batalla por el control de nuestra industria petrolera .........
3
RESUMEN EJECUTIVO ............................................................ 7
Aspectos de control ........................................................ 7
Déficit en moneda funcional ............................................. 8
Aspectos administrativos ................................................. 8
Impuesto sobre la renta y regalía ...................................... 11
Convenios operativos ....................................................... 11
Recomendaciones del comisario ........................................ 12
EJERCICIO ANUAL FINALIZADO ................................................
Alcance de nuestra actuación ............................................
Resultados obtenidos ......................................................
Análisis de la información financiera ..................................
Gestión administrativa ....................................................
13
14
15
17
24
BALANCE GENERAL
Balance patrimonial al 31 de diciembre de 1999 ...............
Estado de resultados ...................................................
Estado de patrimonio ..................................................
Estado de flujo efectivo ...............................................
44
44
45
46
SIGLAS Y ABREVIATURAS ....................................................... 47
A Rafael Dario Ramírez Coronado:
Devorador de serpientes, implacable con los enemigos del pueblo, bondadoso
e infinito en su ejemplo. Fallecido prematuramente, no pudo participar en
estos momentos cruciales del combate por la dignidad y liberación de nuestro
pueblo. Tus hijos hemos ocupado con orgullo el puesto que dejaste, nuestra
victoria, la victoria Bolivariana del pueblo y la construcción de la patria justa
serán el cenit de tu esfuerzo.
RAFAEL RAMÍREZ CARREÑO
Ministro de Energía y Minas
Informe del Comisario de PDVSA: Ejercicio económico del año 1999.
© Rafael Darío Ramírez Coronado, 2004.
Hecho el depósito de Ley.
Depósito legal:
ISBN:
Coordinación: Dirección de Asuntos Públicos MEM y Fundación Oro Negro.
Edición: Rafael Carreño.
Revisión de contenido: Hermías Ferrer y Carlos Díaz.
Corrección de estilo: Mario Flores y Angel Silva.
Diseño de portada: Eduardo Valderrama.
Foto de portada: Archivo de PDVSA.
Producción gráfica: Encré Diseños C.A.
Ediciones del Ministerio de Energía y Minas.
Caracas, 2004.
2a Edición
Impreso en Venezuela.
Se permite la reproducción total o parcial del contenido
de esta publicación, siempre que sea citada la fuente.
2
PRÓLOGO
LA BATALLA POR EL CONTROL
DE NUESTRA INDUSTRIA PETROLERA
l momento de escribir estas líneas y publicar este informe estamos cerca de cumplir ya un año de
la terrible y dura batalla librada por el pueblo de Venezuela en defensa de nuestro petróleo y en
rescate de nuestra principal industria: Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA).
En aquellos meses aciagos entre diciembre de 2002 y febrero de 2003, el Estado venezolano, su Fuerza
Armada, los trabajadores petroleros y miles de voluntarios en todo el territorio de la patria se volcaron en
defensa y resguardo de nuestra industria petrolera ante el sabotaje artero y cobarde que en su contra planificó
y desarrolló la antigua gerencia y cuadros directivos de PDVSA. Esta acción de sabotaje, sin precedentes en
el mundo entero, ha sido la más oscura expresión de los intereses transnacionales que capturaron a nuestra
principal industria nacional, intereses bastardos al servicio de los enemigos de la patria, quienes, junto a los
sectores más violentos y fascistas de la oligarquía y cúpulas políticas tradicionales del país, intentaron derrocar
al Gobierno constitucional y bolivariano que encabeza el Presidente Hugo Rafael Chávez Frías.
Aquella extraordinaria batalla por la soberanía que libró nuestro pueblo y de la que, una vez más, salió
victorioso frente a las fuerzas golpistas y antinacionales que pretenden detener la marcha del proceso bolivariano, significó el choque violento de dos concepciones de país y del futuro manejo de nuestra política petrolera
que entraron en contradicción desde el mismo momento en que se produjo el ascenso a la Presidencia de la
República del Comandante Chávez.
De un lado, una política de entrega de nuestros recursos petroleros a los intereses transnacionales, desarrollada por las anteriores administraciones, con mayor énfasis entre 1990 y 1998. Esta política tuvo sus
expresiones más claras en la llamada «apertura petrolera», en cuyo marco se inició un proceso de desnacionalización de nuestra industria mediante la llamada «internacionalización», franco proceso de privatización de
PDVSA a través del outsourcing o entrega de las actividades medulares a terceros, como por ejemplo: Intesa,
los convenios operativos, la entrega de muelles, servicios de compresión y procesamiento de gas, entre otros;
todo esto acompañado de un masivo endeudamiento obtenido con base en nuestra factura petrolera.
Esta política traía como consecuencia una creciente contradicción con los fundamentos y orientación
patriótica de PDVSA, traduciéndose en un desacato a las instrucciones y directrices del Estado venezolano,
propietario y administrador del recurso, así como único accionista de la industria y originando un insostenible
proceso de disminución de los aportes al fisco nacional, manipulación financiera, descontrol, ocultamiento de
información, ausencia de rendición de cuentas y un franco divorcio con los planes e intereses de desarrollo
nacional; igualmente una notoria usurpación de roles en cuanto a la fiscalización, regulación y generación de
políticas públicas.
La máxima expresión de los intereses antinacionales que desarrollaban esta política la constituía su clara
posición “anti-OPEP”, expresada en la violación reiterada de nuestros compromisos en el seno de la organización
e impulsando una política de volúmenes de producción en desmedro del precio del recurso, lo cual no sólo
significó un derrumbe de los precios hasta niveles de 6 US$/Bl, sino una renuncia a nuestro derecho soberano
de valorizar, administrar y preservar nuestro principal recurso natural.
3
INFORME
DEL
COMISARIO
DE
PDVSA
•
AÑO
1999
Del lado opuesto, se expresa la política desarrollada por el Gobierno del Presidente Chávez, orientada primero
a detener el proceso de privatización que se venía gestando contra PDVSA, paralizando y revirtiendo el dominio del
“outsourcing”; luego una política de fortalecimiento de la OPEP en defensa del precio de nuestro petróleo y en el
derecho soberano de administrar y defender nuestro principal recurso energético, lo cual ha permitido rescatar el precio
de nuestro petróleo desde los 6 US$/Bl hasta un precio que se ha mantenido en la banda entre 22 y 28 US$/Bl.
Otro aspecto fundamental de la política petrolera del Presidente Chávez ha sido el rescate del control por
parte del Estado de nuestra industria petrolera, y de su rol de planificador y conductor, administrador, fiscalizador y regulador de toda la actividad energética que se desarrolle en el país a través del Ministerio de Energía
y Minas. La alineación de los planes, negocios y políticas adelantados en PDVSA con el plan de desarrollo de
la nación y los más altos intereses del Estado venezolano ha vinculado a PDVSA con la sociedad como factor
fundamental del desarrollo económico y social como para construir un nuevo país donde la justicia, la equidad
y la prosperidad sean la brújula y el ser humano, el centro de todos nuestros esfuerzos.
Estas dos políticas, claramente contrapuestas, se fueron confrontando por más de tres años de gobierno bolivariano,
con múltiples expresiones de desacato y creciente resistencia a los cambios en el seno de la antigua PDVSA.
Las sucesivas directivas y el grueso de la élite tecnocrática que se había apropiado del control de nuestra
industria petrolera fueron obstaculizando todos los esfuerzos del Estado venezolano, el cual, por intermedio
del Ministerio de Energía y Minas, intentó de manera reiterada implantar una política petrolera ajustada a los
principios establecidos en nuestra Constitución y ejercer un adecuado control para la gestión y administración
de nuestros recursos, tal como lo establecen la Constitución y las leyes.
Esta resistencia a la nueva política petrolera impulsada por el Ejecutivo Nacional y el desacato creciente
al control y a las directrices emanadas del propio ejecutivo, tuvo finalmente su máxima expresión política con
la participación e instigación de los cuadros directivos y la élite meritocrática de PDVSA en el golpe de Estado
del 11 de abril de 2002 y, posteriormente, en el sabotaje petrolero de diciembre de 2002, enero y febrero de
2003 en contra de nuestra principal industria nacional.
La contundente derrota que el pueblo de Venezuela propinó al sabotaje contra PDVSA; la posterior recuperación,
en muy corto plazo, de todas las capacidades operativas de la industria y la normalización de toda nuestra actividad
petrolera significó la oportunidad para tener acceso a la información que, de manera sistemática, se había ocultado
o manipulado al accionista. Además se dio una indiscutible derrota al mito de la eficiencia y capacidad de las élites
tecnocráticas que habían capturado a nuestra empresa, mito que se había instalado en el inconsciente colectivo
gracias a una sistemática y costosa campaña de propaganda desarrollada desde el seno de la misma PDVSA.
La victoria del pueblo derrumbó para siempre el mito de la llamada meritocracia y dejó para la historia una extraordinaria lección: el pueblo venezolano ha alcanzado un elevado nivel de conciencia política en torno a sus intereses, sus
derechos y la defensa del proyecto de país que está expresado en la nueva Constitución. Todo ello involucra la defensa
y resguardo soberano de nuestro principal recurso administrado por el Estado venezolano: el petróleo.
Ahora que nuestra industria petrolera está bajo el control efectivo del Ejecutivo y bajo la conducción de un
cuerpo directivo, gerentes, técnicos y obreros comprometidos con los intereses, necesidades y destino de nuestro
pueblo, hemos comenzado un escrutinio escrupuloso de lo que se ha denominado la «caja negra» de PDVSA.
A menos de un año de reconstrucción de Petróleos de Venezuela, podemos constatar los profundos cambios que ha
experimentado la industria en beneficio de los más sagrados intereses de la patria. No sólo se trata de haber alcanzado
de manera extraordinaria la normalización de todas nuestras actividades de producción, procesamiento, refinación y
comercio; ni haber reducido de manera sustancial nuestros costos operativos por la vía de la eliminación del despilfarro
y la corrupción; así como por los ahorros que se derivan de la desconcentración, aplanamiento de estructuras, concentración en los negocios medulares, o de haber obtenido importantes ahorros en la gestión y optimizado nuestra cartera
de proyectos, con el consiguiente incremento de los aportes al fisco nacional y recursos disponibles para adelantar la
4
P
R
Ó
L
O
G
O
recuperación social y económica de nuestro pueblo, sino que además se trata de que PDVSA desarrolle una nueva relación
de estrecha colaboración y protagonismo en los planes de desarrollo de la nación y en el interés colectivo de superar las
desigualdades e injusticias sociales que padece nuestro país.
Además, PDVSA está desarrollando una nueva relación con el pueblo. Ello se expresa en la manera como éste
se aproxima a la actividad productiva, al bienestar y la justicia social, instalándose una nueva ética inspirada en
nuevos valores: la solidaridad y el interés colectivo, que constituyen la base consciente sobre la cual construir
el nuevo país y las nuevas relaciones económicas que sustituyan al sistema excluyente, basado en el egoísmo
y la voracidad capitalista que ha plagado nuestra patria de miseria y sufrimiento.
En estos meses de gestión de la nueva PDVSA, y gracias al acceso que ahora tenemos a toda la información,
contratos, negocios, esquemas y cuentas, hemos podido constatar, de igual manera, que toda la política llamada
de apertura petrolera fue una gran estafa contra el país, que conducía a PDVSA, de manera irremediable, hacia
su privatización y entregaba nuestro petróleo a los intereses del capital transnacional. Además, hemos podido
constatar que el supuesto éxito de la meritocracia era una falacia que cabalgaba sobre los sacrificios fiscales
del Estado venezolano y sobre los daños patrimoniales que le impusieron a PDVSA.
De esta situación se deriva el mérito e importancia extraordinaria que reviste este Informe del Comisario
de PDVSA del año 1999, elaborado por el Licenciado Rafael Darío Ramírez Coronado que hoy entregamos
al país para su más amplia difusión, discusión y análisis.
Los elementos señalados en este informe, sus observaciones, comentarios y conclusiones constituyen
un extraordinario diagnóstico y denuncia de la terrible situación económico-financiera en que se entregaba
la administración de nuestra principal industria al Gobierno Bolivariano en el año 1999. Gracias a este
informe queda bien establecida, para las generaciones futuras, para el análisis económico y la historia
contemporánea, la responsabilidad de los cuadros directivos y gerenciales que dirigieron nuestra industria
petrolera y que luego lideraron el sabotaje en su contra.
En este informe se señalan, por vez primera, los elementos más perniciosos de la política de apertura de
PDVSA y los planes de privatización y endeudamiento que se estaban desarrollando en perjuicio tanto de la
propia industria como de todo el país.
Asímismo, se identifican de manera irrefutable los descuentos entre 4 y 6 US$/Bl que sobre el precio del
petróleo se establecieron para sostener, en detrimento del fisco nacional, la política de internacionalización de
PDVSA, así como el hecho cierto de que buena parte de estas refinerías no procesaban crudo venezolano, lo cual
fue la razón argumentada para iniciar este agresivo programa de compras de activos en el exterior, convirtiendo
a PDVSA en un comprador de crudo por el orden de los 17.000 millones de US$ por año. Igualmente se expone
el rendimiento económico de las cuantiosas inversiones realizadas en el exterior.
También se determina el grado de daño patrimonial que los convenios operativos han provocado a PDVSA
desde el inicio de su implementación, así como se señalan los elementos contractuales y de falta de control
que generan una insostenible deuda en contra de nuestra industria petrolera.
Se identifica igualmente la situación irregular y contraria a los intereses y seguridad de la nación que implica
la política de «outsourcing» desarrollada desde PDVSA, haciendo especial énfasis en la situación de Intesa.
Se expone el ocultamiento y manipulación de la información financiera de la industria y el déficit en moneda funcional al momento de expresar sus utilidades con base en bolívares, sin hacer los ajustes por inflación
que se establecieron como normativa contable en Venezuela desde 1990, trayendo como consecuencia que,
hasta el año 1990, se vinieron otorgando dividendos derivados de una información financiera que contraviene
lo establecido en nuestro marco legal, y provocó a PDVSA una disminución en su patrimonio. Por cierto que
debido a esta información manipulada y falsa se estableció toda una política de bonificaciones y recompensas
para la «meritocracia», basadas en un fraude al fisco nacional.
5
INFORME
DEL
COMISARIO
DE
PDVSA
•
AÑO
1999
Se identificó la existencia de mecanismos contables diseñados para evadir el pago de impuestos, así como
los procedimientos utilizados para cargar a PDVSA Venezuela, en su función de casa matriz, costos y gastos
derivados de las operaciones en el exterior y de los convenios operativos.
El tema del endeudamiento externo de la industria, las inflexibilidades y compromisos que el mismo genera
sobre PDVSA, el manejo de los fondos de tesorería, las contabilidades ocultas, el incremento desproporcionado
de los costos y gastos de la corporación, la debilidad en el seguimiento y exigencia a los contratos, la compra
de programas o sistemas inoperantes y costosos para el control de las operaciones en el exterior y la falta de
controles accionarios adecuados son otras materias mencionadas a lo largo de estos informes.
Toda esta información, anteriormente secreta, la exponemos ahora al escrutinio de la sociedad venezolana, convencidos de que cada ciudadano tiene el derecho a conocer la verdadera historia de nuestra principal
industria nacional, y así formularse un juicio crítico sobre la manera como se venía administrando el petróleo
en los últimos años.
Creemos que de este análisis, de esta discusión nacional, van a quedar en evidencia las motivaciones y
los poderosos intereses económicos y geopolíticos que han estado detrás de la conspiración, el golpismo, el
sabotaje y todas las amenazas que en contra del Gobierno Bolivariano del Presidente Chávez, de la Constitución
y del pueblo venezolano se han venido desarrollando desde los sectores más oscuros y antinacionales
del país junto a sus mentores extranjeros.
Con la divulgación de estos informes iniciamos una serie de publicaciones donde vamos a exponer
abiertamente a todo el país, los elementos de la gran estafa y conspiración que en contra de PDVSA y
de la soberanía nacional se venían desarrollando desde la élite «meritocrática» que había capturado a
nuestra principal industria.
El Presidente Chávez y los que conformamos su Gobierno Bolivariano siempre hemos sostenido que
PDVSA se había constituido en un Estado dentro del Estado, en una «caja negra» inescrutable para
nuestro país, que había sido infiltrada por intereses ajenos, junto a pésimos administradores que estaban
conduciendo a la privatización de nuestra industria y a la entrega de nuestros recursos petroleros al
capital transnacional. El análisis objetivo de toda esta información demuestra quien tiene la razón y
permitirá comprender de manera cabal los últimos acontecimientos de la política nacional.
Finalmente, con la publicación de estos informes, estamos rindiendo homenaje y haciendo justicia
al esfuerzo, constancia y trabajo del Comisario mercantil de PDVSA, Licenciado Rafael Darío Ramírez
Coronado, quien entregó toda su vida al combate por la justicia y la felicidad de nuestro pueblo.
RAFAEL RAMÍREZ CARREÑO
Ministro de Energía y Minas
Caracas, 09 de noviembre de 2003.
6
PDVSA / INFORME DEL COMISARIO 1999
RESUMEN EJECUTIVO
Lic. Rafael Darío Ramírez C.
Contador Público
ASPECTOS DE CONTROL
Las funciones del control accionario ejercidas directamente por el Ministerio de Energía y Minas y por
el Comisario Mercantil han sido reorientadas y consecuentemente reestructuradas, en un amplio marco de
referencias e interacción con las demás instancias de Control Interno de PDVSA y del Control Institucional del
Estado. La finalidad es fortalecer el ambiente y sistema de control, lo cual es especialmente significativo para
las operaciones futuras.
La dirección actual de PDVSA ha realizado esfuerzos por fortalecer su sistema de control y para esos fines,
entre otros asuntos, ha reorientado sus funciones en este aspecto; ha fortalecido la presencia de la Dirección
en las operaciones corporativas y se encuentra en un proceso de evaluación de los recursos humanos de dirección y ejecución, para garantizar una asignación de este potencial en las diferentes áreas, cuyo desarrollo sea
satisfactorio de acuerdo con los fines.
En este sentido, es relevante señalar que en este año de transición la Dirección actual de PDVSA, en
concordancia con las disposiciones del Accionista, inició un proceso de revisión de las áreas significativas
de la operación nacional e internacional. Asimismo, cabe destacar las observaciones importantes que fueron
realizadas a sus procesos contables, la información emitida y los sistemas automatizados de su procesamiento,
que limitan la eficacia de la información contable para los fines de control y administración, y que ha motivado
importantes acciones correctivas.
Luego de ser concluida la fase preliminar de todo este proceso de revisión y averiguación, se están tomando
las medidas para regularizar las importantes observaciones que sobre estas áreas significativas han sido determinadas. Consideramos fundamental apoyar todas las gestiones y esfuerzos que puedan ser realizados en este
sentido, pues la resolución de las objeciones formuladas en beneficio del patrimonio de PDVSA y la adopción
de las acciones administrativas, si fuera necesaria alguna, constituyen el objetivo final de este proceso de
documentación del cambio de administración.
Para complementar y profundizar este importante esfuerzo por fortalecer el control consideramos conveniente insistir en la proposición de mantener separadas la función de comisario mercantil de las filiales, de la
de los auditores externos, con la finalidad de fortalecer el control accionario como instancia con importantes
roles específicos, en la nueva política del sector.
Asimismo, consideramos importante la implementación de la nueva política de contratación de auditores
externos, discutida durante el período, orientada a la alternancia de los auditores externos principales y/o
la redistribución de los compromisos de auditoría, la utilización de los recursos y actuaciones de auditoría
interna, la definición de una política de conflicto de intereses y naturalmente la mejor administración de los
honorarios por concepto de este servicio.
7
INFORME
DEL
COMISARIO
DE
PDVSA
•
AÑO
1999
DÉFICIT EN MONEDA FUNCIONAL
Según la información financiera auditada presentada en su moneda funcional, dólares americanos, PDVSA
presenta al 31 de diciembre de 1999 y 1998 un déficit en los resultados acumulados de las operaciones de MMUS$
13.931 y MMUS$ 14.626, respectivamente. Esta situación deficitaria viene apareciendo en los últimos 10 años,
y se ha visto acentuada recientemente por el efecto de la declaración y pago de dividendos.
Por otra parte, la información financiera de PDVSA, para propósitos legales en Venezuela, se ha presentado
en bolívares sobre la base del costo histórico, que no incluye el efecto por inflación; según la base, las ganancias acumuladas para los años 1999 y 1998 alcanzaron un monto de MMBs. 4.626.216 y MMBs. 3.275.253,
respectivamente.
Así, la información para el Accionista expresada en bolívares al costo histórico, con las objeciones señaladas,
está mostrando unos resultados operativos de cada año y acumulados con ganancias significativas, contradictorio con la información en moneda funcional, lo cual ha originado decisiones de capitalización de ganancias y
distribución de dividendos no convalidados desde el punto de vista financiero, en su moneda funcional.
La Dirección de PDVSA, en este período de transición, reporta su información financiera en esta misma
orientación, en el entendido de que en el próximo ejercicio adoptará las medidas necesarias para mejorar la
información en bolívares presentada para propósitos nacionales, asociándola, en atención a sus particularidades, con las normativas vigentes para economías con problemas inflacionarios. De esta manera, informará más
apropiadamente al Accionista respecto a sus utilidades anuales y acumuladas.
Esta revisión permitirá al Accionista evaluar las consecuencias de esta política de información en sus
decisiones de administración del patrimonio y, consecuentemente, adoptará las decisiones y acciones que
considere necesarias al efecto.
ASPECTOS ADMINISTRATIVOS
Seguidamente comentamos los aspectos administrativos más resaltantes surgidos del proceso de evaluación
que se viene realizando:
• Contratos de outsourcing
Según los resultados preliminares de la revisión integral realizada por Auditoría Interna, con motivo del cambio
de administración, existen, en la muestra revisada, siete contratos de outsourcing de operación y servicios, que
ascienden a montos importantes, sobre los cuales no se cumplieron las expectativas pertinentes. La Dirección
de PDVSA dará continuidad al proceso de revisión a los fines de tomar las medidas conducentes.
• Financiamientos obtenidos
El incremento de la deuda externa durante los últimos tres años alcanza montos de significación. Durante
el año 1999 ocurrió un incremento neto de MMUS$ 1.602, consecuentemente los gastos por intereses alcanzan
un monto por el orden de MMUS$ 662, con incremento de MMUS$ 300 en relación con 1998.
Los desembolsos por conceptos de pagos de capital para los próximos cinco años alcanzan un monto
por el orden de MMUS$ 4.618, con pagos promedios anuales por el orden de MMUS$ 923.
Con el propósito de obtener explicaciones al respecto cabe mencionar que durante los años 1999 y 1998,
el efectivo requerido para las inversiones de operación, el pago de la deuda y el pago de dividendos, excede el
efectivo generado por las operaciones, según el detalle siguiente:
8
R
E
S
U
M
E
N
E
J
E
C
U
T
I
V
O
MMUS$
Monto invertido en las operaciones
Pago de deuda
Efectivo utilizado en operaciones
Efectivo generado por las operaciones
Efectivo aplicado al pago de dividendos
Deficiencia de efectivo generado por
las operaciones, sujeto a financiamiento
1999
1998
3.228
1.567
4.785
5.816
1.031
(2.010)
4.772
954
5.726
2.846
(2.880)
(1.996)
(1.979)
(4.876)
Estas deficiencias de efectivo fueron atendidas parcialmente con financiamientos del orden de MMUS$
2.388 y 3.766 para 1999 y 1998, respectivamente.
Inversiones en el exterior
La inversión de PDVSA en el exterior para los años 1999 y 1998 fue de MMUS$ 2.711 y 2.358,
respectivamente; el incremento de MMUS$ 353 se originó por aumentos netos del capital invertido, las
utilidades netas totales del período fueron MMUS$ 163 y MMUS$ 256 en 1999 y 1998, respectivamente,
lo cual representa un 6% y 10,9% sobre el capital social.
En relación con el rendimiento de las inversiones en el exterior cabe destacar que de los MMUS$ 163
de utilidades de 1999, MMUS$ 143 corresponden a utilidades de Citgo, respecto a las cuales tenemos
el siguiente comentario:
Durante 1998 los inventarios de Citgo fueron llevados al costo de mercado mediante un ajuste de
MMUS$ 159. En 1999, y debido al mayor valor de mercado, esta provisión se revirtió como un ingreso
del año, lo cual significa que la gestión de 1999 está afectada fundamentalmente por un ajuste del
inventario trasladado del año anterior. En este mismo sentido, cabe señalar que el convenio de suministro
de crudo celebrado entre PDVSA y Citgo contempló, para 1999, una reducción del precio de paridad del
mercado de $ 2,39 por barril suministrado. Esta reducción de precio significó una disminución de los
costos de Citgo por el orden de MMUS$ 210 en ese año. De haberse concretado la venta del crudo a
precio de mercado, los resultados de la compañía se hubiesen situado en una pérdida adicional por ese
monto, según el siguiente detalle:
MMUS$
Utilidad Neta Reportada
143
Ajuste Costo Inventarios
(105)
Ajuste Diferencial Precios
(210)
Resultado Neto 1999 (Pérdida)
(172)
9
INFORME
DEL
COMISARIO
DE
PDVSA
•
AÑO
1999
Con respecto al suministro de crudos y productos a sus empresas filiales en el exterior, se detallan
los despachos del año 1999:
MBD
Crudos
Filial
Bajo
Convenio
Precio
Mercado
Total
Crudos
Productos
Total
General
Citgo
Lyondell-Citgo
ROG
Nynas
Hovensa
PDV Midwest
Chelmette
Isla
Trintoc
Bonaire
240
175
20
53
179 *
–
–
187 *
2
12
43
4
–
–
5
29
22
–
38
–
283
179
20
53
184
29
22
187
40
12
48
8
50
2
–
–
–
6
–
–
331
187
70
55
184
29
22
193
40
12
TOTAL
868
141
1.009
114
1.123
*A precio de mercado
Del total de exportaciones de MBD 2.785 (MBD 1.925 de crudos y MBD 860 de productos), las filiales
reciben MBD 1.123, el 40% del total y las filiales europeas reciben un total entre crudos y productos de
MBD 125, lo que representa un 4,5% del total de exportación. Cabe destacar que el crudo para refinar
en Europa es apenas MBD 73, es decir, un 2% de las exportaciones.
Otros aspectos significativos de las operaciones en el exterior son los siguientes:
• Incremento de costos y gastos
Los costos y gastos de las empresas receptoras de nuestra inversión en el exterior alcanzaron a
MMUS$ 18.118 y 14.503 en 1999 y 1998, respectivamente, con un considerable incremento de
MMUS$ 3.615, correspondiente sustancialmente a la empresa Citgo.
• Limitaciones contractuales
Varias de las facilidades de crédito de PDVSA contienen requisitos contractuales que le restringen, entre
otras cosas, la capacidad para incurrir en deudas adicionales, pagar dividendos, hipotecar propiedades y
vender ciertos activos. Al 31-12-99, PDVSA ha cumplido con los requisitos contractuales de la deuda.
• Regulaciones ambientales
Tanto en Venezuela como en Estados Unidos de América y en Europa, las operaciones de PDVSA están
sujetas a leyes y regulaciones ambientales federales, estatales y locales, que les pudieran requerir
acciones para corregir o mejorar los efectos sobre el ambiente provenientes de emisiones, derrames,
abandono de instalaciones, etc.
10
R
E
S
U
M
E
N
E
J
E
C
U
T
I
V
O
Pueden existir situaciones que requieran desembolsos adicionales en instalaciones, incluyendo, pero
no limitados, a complejos operacionales, estaciones de servicio o terminales de almacenamiento de
petróleo crudo y productos refinados. Los montos de tales desembolsos futuros, si los hubiera, son
indeterminables.
El período 2000-2009 estará caracterizado por reducciones significativas en el contenido de azufre de los
combustibles, además de exigencias de reducción de emisiones de compuestos orgánicos volátiles y óxidos de
nitrógeno por el uso de los combustibles en los mercados. A fin de cumplir con las futuras especificaciones
de los combustibles, tanto nacionales como internacionales, PDVSA, en el Plan de Negocios 2000-2009, ha
considerado tentativamente un total de desembolsos por el orden de unos MMUS$ 2.500.
Con estos desembolsos PDVSA logrará alcanzar tres propósitos:
1. Ponerse al día en el cumplimiento de las leyes ambientales.
2. Identificar a PDVSA con la imagen de empresa verde.
3. Apoyar a terceros en materia ambiental.
Los resultados de las inversiones en las empresas filiales en el exterior, los incrementos en sus costos
de operación, el suministro de crudos y precios convenidos, los problemas fiscales, las restricciones patrimoniales por la política de endeudamiento y la poca presencia de PDVSA en el control de sus operaciones
han motivado un proceso de evaluación y de redefinición de requisitos de control, los cuales se encuentran
en ejecución, y de cuyos resultados dependerán acciones administrativas necesarias.
IMPUESTO SOBRE LA RENTA Y REGALÍA
En relación con el impuesto sobre la renta cabe destacar que, dada la naturaleza de este tributo,
está sustancialmente afectado por los gastos de la Corporación. En este sentido, se debe señalar que
entre los años 1995 y 1999 los costos y gastos se incrementaron desde MMMBs. 1.424 hasta MMMBs.
6.827, con el consiguiente efecto fiscal.
En este mismo sentido cabe significar el efecto fiscal en Venezuela y el exterior de los suministros
de petróleo a precios menores que el mercado, lo cual representa una transferencia de recursos fiscales
venezolanos. Asimismo, se puede observar que la diferencia de tasas con algunas compañías relacionadas de PDVSA ocasiona, con motivo de las operaciones recíprocas, diferencias de tributación que
afectan al fisco.
De acuerdo con la regalía resumimos el comentario que se viene realizando, en el sentido que
este tributo representa la ventaja de estar al margen de la estructura de costos y gastos de PDVSA,
lo cual, aparte de otras consideraciones respecto a su liquidación y recaudación, representa ventajas
importantes por su estabilidad en las condiciones establecidas.
CONVENIOS OPERATIVOS
Seguidamente se presentan aspectos resaltantes en el examen de los convenios operativos.
Se observa debilidad gerencial en la administración de los convenios marginales suscritos para la
reactivación de campo, que se manifiesta en retardos para la recuperación de los desembolsos efectuados
por PDVSA, por cuenta de los contratistas.
11
INFORME
DEL
COMISARIO
DE
PDVSA
•
AÑO
1999
Los desembolsos en el período diciembre 1996/agosto 1998 totalizaban MMBs. 3.311,4; recepción de
crudos fuera de especificaciones MMBl 3,5; reintegro de gastos que no son considerados reembolsables
en el contrato, aplicando la política de capitalización de PDVSA.
En la cláusula 1.6 del contrato celebrado con Chevron para la explotación del Campo Boscán se conviene pagar un incentivo por incremento de producción. Este concepto se pagó desde la fecha de inicio
de las operaciones (01-07-96) por los barriles producidos y no por el aumento de producción, ya que no
se fijó en el convenio una base para el pago del mes.
En cuanto a los resultados operacionales del Programa de Campos Marginales cabe señalar que la
producción fue de MBD 403,7 para el año de 1999, y representó MBD 115 menos que los MBD 518,7;
contemplados en el plan; mientras que MBD 44,7 por encima del real de 1998 ubicado en MBD 359.
– El costo unitario por barril producido fue de US$/Bl 4.28, US$/Bl 0,43 mayor que el estimado de
US$/Bl 3,85 y US$/Bl 0,09 por debajo del costo de 1998 que fue de US$/Bl 4,37. Al contrastar
estos valores con los logrados mediante esfuerzo propio, encontramos que el costo de producción
de la Corporación fue de US$/Bl 2,62; lo que equivale a US$/Bl 1,66 menos del logrado en los
convenios.
– Las inversiones realizadas por las compañías que participan en la apertura petrolera, las cuales
serían reconocidas por PDVSA dentro de las condiciones establecidas en los respectivos contratos,
alcanzan al 31 de diciembre de 1999 y 1998, montos de significación de MMUS$ 5.917 y MMUS$
4.321, MMBs. 3.912.546 y MMBs. 2.436.252, respectivamente. Estos montos tan importantes, que
vienen ocasionando pagos significativos en cada ejercicio, sólo son reconocidos en la oportunidad
de su pago, aun cuando vienen originando las previsiones presupuestarias correspondientes.
RECOMENDACIONES DEL COMISARIO
En atención a lo expuesto en los apartes que comentan los aspectos administrativos y financieros
ocurridos o establecidos en el curso del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999, recomiendo
aprobar los estados financieros presentados por los administradores y, asimismo, impartir instrucciones
para que sean resueltos los asuntos siguientes:
– Adoptar las medidas necesarias para que en el ejercicio que finalizará el 31 de diciembre de 2000
la información en bolívares para propósitos en Venezuela sea presentada según la normativa contable para países con problemas inflacionarios, con el propósito de mejorar la relevancia de dicha
información.
– Complementar y profundizar los resultados obtenidos en las actuaciones relacionadas con la documentación del proceso de cambio de administración, con la finalidad de adoptar los correctivos y
tomar las decisiones administrativas necesarias, según los resultados obtenidos especialmente en
las áreas de outsourcing, inversiones en el exterior, financiamientos y convenios relacionados con
la apertura.
– Informar a la Contraloría General de la República de los resultados obtenidos a los propósitos institucionales previstos para los cambios de administración.
RAFAEL DARÍO RAMÍREZ CORONADO
Comisario Principal de PDVSA
CPC 468
12
PDVSA / INFORME DEL COMISARIO 1999
EJERCICIO ANUAL FINALIZADO
31 DE DICIEMBRE DE 1999
Lic. Rafael Darío Ramírez C.
Contador Público
Caracas, 15 de Marzo de 2000
A LA ASAMBLEA DE ACCIONISTAS
DE PETRÓLEOS DE VENEZUELA S.A.
Presente
En mi condición de Comisario Mercantil Principal de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), Compañía
Matriz, para el período anual que finalizó el 31 de diciembre de 1999, designado en la Primera Asamblea
Ordinaria Anual de 1999, presento el siguiente Informe Anual para el lapso citado a la Asamblea Ordinaria
de Accionistas del año 2000.
Petróleos de Venezuela S.A., Compañía Matriz, es propiedad de la República Bolivariana de Venezuela,
adscrita al Ministerio de Energía y Minas, regida por la Ley Orgánica que reserva al Estado la industria y comercio
de los hidrocarburos, sus reglamentos, los estatutos y las disposiciones que dicte el Ejecutivo Nacional.
Es una sociedad que cumple y ejecuta la política que dicta en materia de hidrocarburos el Ejecutivo
Nacional, por órgano del Ministerio de Energía y Minas, en las actividades que le sean encomendadas
y tiene por objeto planificar, coordinar, supervisar y controlar las empresas en el país o el exterior que
propendan al desarrollo de la industria petrolera, petroquímica y carbonífera.
PDVSA es el único accionista y mantiene control directo de empresas desarrolladas para implementar los
objetivos señalados en las diversas áreas de su competencia, o en el apoyo de éstos para cumplir sus operaciones, y asimismo ha creado asociaciones con participación parcial en el capital social, tanto en el país como
en el exterior.
En este sentido, es relevante señalar que en este año de transición, la Dirección actual de PDVSA, en
concordancia con las disposiciones del Accionista, inició un proceso de revisión de las áreas significativas
de la operación nacional e internacional y, después de concluida la fase preliminar, se están tomando
las medidas para regularizar las importantes observaciones que sobre estas preponderantes áreas han
sido determinadas. De igual manera, cabe destacar las observaciones relevantes que fueron realizadas a
sus procesos contables, la información emitida y los sistemas automatizados de su procesamiento, que
limitan la eficacia de la data contable para los fines de control y administración, y que ha motivado
fundamentales acciones correctivas.
Las funciones del Comisario como parte del control accionario han sido cumplidas, según consideraciones
de la concurrencia y complementariedad de las actividades de control, y de la continuidad de su desempeño.
En esta orientación, hemos participado durante el ejercicio en los esfuerzos desarrollados por PDVSA para mejorar sus prácticas de control, algunas en su mejor tradición hasta hace unos años. Hemos realizado gestiones
para propiciar la interacción de los diversos entes de control interno e institucional externo con la finalidad
de aprovechar la sinergia de estas actividades en beneficio de la mejor protección del patrimonio de PDVSA.
La actuación de la institución ha sido cumplida en comunicación continua con el Accionista y los administra13
INFORME
DEL
COMISARIO
DE
PDVSA
•
AÑO
1999
dores, en aras de propiciar la oportuna atención a las observaciones y recomendaciones específicas surgidas
de nuestro desempeño.
De acuerdo con esta orientación, este Informe Anual resume algunos asuntos que ya han sido expuestos
y sobre los cuales se han adoptado decisiones y, asimismo, se refiere a actuaciones en proceso sobre asuntos
de significación para los fines de control accionario. Por esta razón estamos emitiendo simultáneamente
un documento resumido.
ALCANCE DE NUESTRA ACTUACIÓN
La orientación de asociar las funciones de control para aprovechar sus sinergias sin menoscabo de
las responsabilidades específicas, relevante paradigma en las estrategias de control, tiene particular
vigencia en PDVSA dado el volumen, dispersión y trascendencia nacional de sus operaciones.
En concordancia con esta orientación, nuestro proceder se fundamentó en los elementos de control
dispuestos por los administradores y en el desempeño de los entes externos de control institucional
del Estado. Al cierre del ejercicio nos encontramos en pleno proceso de evaluación de las actividades
realizadas, dada la trascendencia y significación de los cambios necesarios según la nueva orientación
gubernamental.
En este sentido, nuestro alcance ha sido limitado por la falta de información en los Informes de los
Comisarios de las filiales respecto a los asuntos relacionados con la evaluación administrativa, estatutaria
y sobre la atención a denuncias.
La actuación así orientada cubrió entre otros aspectos los siguientes:
– Seguimiento a las observaciones formuladas por el Accionista en la oportunidad de la Primera
Asamblea General Ordinaria del año 1999 y asambleas subsecuentes.
– Consideración de los informes periódicos relacionados con la ejecución presupuestaria, el plan de
negocios y otros internos del Accionista, vinculados con la gestión administrativa.
– Análisis de la información financiera consolidada, tomando en consideración la data financiera
periódica y la auditada de fin de año sobre el ente consolidado.
– Análisis de los informes emitidos por los diversos órganos de control interno accionario e institucional, orientados a evaluar la adherencia a las disposiciones estatutarias y legales.
– Evaluación del sistema de control interno en operación.
– Análisis de operaciones específicas, según denuncias o información general disponible.
– Seguimiento a las observaciones sobre aspectos financieros y de control surgidos de la actuación
de los órganos de control.
– Realización de visitas a las áreas operacionales de las empresas filiales o relacionadas, en el país y en el
exterior.
– Otros necesarios en las circunstancias.
Los aspectos financieros de nuestra actuación se fundamentan en los estados financieros presentados al
31 de diciembre de 1999, y por el ejercicio entonces finalizado auditado, consolidado en moneda funcional, dólares americanos, y en bolívares al costo histórico, y para los propósitos legales en los estados
financieros en bolívares al costo histórico y en base patrimonial.
14
E J E R C I C I O
A N U A L
F I N A L I Z A D O
RESULTADOS OBTENIDOS
Seguidamente, se presenta por conceptos la información y observaciones sobre aspectos de la gestión
cumplida por PDVSA, reflejada en los apartes siguientes:
Suficiencias del Sistema de Control
Análisis de la Información Financiera
Gestión Administrativa
Suficiencias del Sistema de Control
Con el propósito de fortalecer el sistema de control, considerado como elemento fundamental para proteger
los intereses del Accionista y la gestión de los administradores, hemos realizado, como parte de las actividades
del Comisario durante el período, evaluaciones y hemos formulado recomendaciones orientadas a este tipo
de ambiente, mediante la complementación e interacción del control ejercido por los administradores, los
órganos de supervisión institucional y por los entes del control accionario.
Los resultados de esta actividad fueron informados al Accionista en forma pormenorizada. Seguidamente presentamos en este informe los aspectos más resaltantes.
■ EL CONTROL ACCIONARIO
• Redefinición e instrumentación de la función del Comisario
Según lo antes expuesto, las actividades y prácticas del control accionario requerían ser adaptadas a
los nuevos escenarios de la función de control para el cumplimiento de sus atribuciones. En este sentido,
hemos definido y ejecutado una actuación orientada en los siguientes conceptos:
– Los fines del control accionario y el control de los administradores deben ser concurrentes con el
interés del Accionista y armonizarse en un objetivo común.
– La actuación de control del Comisario debe ser complementaria con aquella de las unidades de control interno
y control externo público y privado, con el propósito de aunar esfuerzos en atención a las características de
la Corporación.
– Velar por la adherencia de la Corporación a la normativa y disposiciones legales que la rigen.
– Velar por el cumplimiento, por parte de la Corporación, de las políticas y planes acordados por el Accionista.
– Las operaciones de la Corporación deberían ser cumplidas tomando en consideración su condición
de fundamental palanca del desarrollo nacional y principal fuente de ingresos fiscales.
Bajo estos preceptos realizamos las siguientes acciones:
– Reorientamos el rol del Comisario en su visión y misión, y establecimos una adecuada comunicación con la
Corporación y los entes de control interno y externo, con la coordinación de los respectivos planes de acción en
una gestión de control única, en la cual cada función mantiene sus objetivos con la debida independencia.
– Definimos una política de desarrollo organizacional de la Oficina del Comisario.
– Establecimos un programa que contendría las bases para las actuaciones futuras de la Oficina del Comisario.
– Definimos una política para la designación de los comisarios de las compañías filiales y de sus requisitos
de actuación, para ser aplicado por el Accionista Principal y la Corporación.
■ RESTITUCIÓN Y FORTALECIMIENTO DEL SISTEMA DE CONTROL DE LA CORPORACIÓN
Somos de la apreciación que PDVSA ha realizado esfuerzos por organizar sus actividades de control bajo
los conceptos de autocontrol y monitoreo, como corresponde a una organización de sus características. No
obstante, según la evaluación realizada por entes externos e internos y por esta Oficina del Comisario existen
15
INFORME
DEL
COMISARIO
DE
PDVSA
•
AÑO
1999
observaciones importantes que han fundamentado el proceso de cambio que se adelanta, las cuales deben ser
tomadas en consideración por su potencial efecto en el período de transición:
– La concurrencia de las actividades de control realizadas según la Ley de la Contraloría General de la
República y para fines propios de la industria ha sido implantada con limitaciones de recursos y cierta
dispersión en las actividades del área.
– Los esfuerzos por unificar los sistemas de información y automatizar algunos requisitos de control
mediante el sistema SAP no han producido los resultados programados.
– Los continuos cambios de la propuesta organizacional han creado dispersión e indefiniciones para
los fines de control.
– La función de Auditoría Interna se encontraba dispersa en toda la industria y mantenía un nivel de
reporte limitado a los administradores de las filiales, lo cual representa —a nuestro juicio— una seria
limitación a la independencia y la necesaria trascendencia de las actuaciones de control.
– Los recursos humanos dedicados a la función de Auditoría Interna habían sido sustancialmente
transferidos a la función de Análisis de Procesos, fortaleciendo de alguna manera el apoyo a la
gerencia en detrimento del necesario monitoreo que esta unidad ejercería.
– El control continuo que podría realizar la función de Finanzas en las áreas de operaciones había sido sustancialmente disminuido por el nivel de dependencia que la función de Finanzas tenía en estas áreas, y por
la reducción de su rol en aspectos como el control de la ejecución presupuestaria que le son inherentes.
– La Dirección de la compañía no había creado un Comité de Auditoría que cumpliera con la función de
planificar, contratar, evaluar y recibir los resultados de la actuación de los auditores internos y externos
del sector público y privado. Esta función era cumplida en sus aspectos relevantes por la gerencia de las
compañías auditadas y en el ámbito corporativo por la función de Finanzas, principalmente, lo cual creaba
conflicto de intereses y limitaciones a la independencia en la actuación de los auditores en detrimento de
la eficacia de sus funciones.
– Las inversiones en empresas del exterior, los negocios derivados del proceso de apertura y la política
de outsourcing, no fueron objeto del proceso de auditoría interna, pese a los cuantiosos recursos
aportados como inversión de capital y como suministro de capital de trabajo o en general aplicados
por estos negocios. Esta debilidad en el sistema de control limita la eficacia, especialmente en el caso
de las empresas en el exterior, de las disposiciones de control administrativo establecidas.
Esta evaluación compartida con personal de la nueva administración y largamente discutida con
funcionarios del área de control, ha fundamentado el plan de cambios en proceso, el cual consiste
principalmente en los asuntos siguientes:
– Se definió el carácter corporativo de la Unidad de Auditoría Interna y se le asignaron los recursos
humanos con experiencia en el área de auditoría.
– El ámbito de acción de la unidad de control interno fue redefinido para que alcance los diversos aspectos
significativos de la operación, entre ellos, la inversión en empresas del exterior y la auditoría de sistemas
automatizados, aspectos fundamentales omitidos en la función de esta unidad.
– Asociación de las funciones de Auditoría Interna, según los requisitos de los administradores, y de Contraloría
Interna, de acuerdo con las disposiciones de la Ley de Contraloría y de Prevención y Control de Pérdidas,
como parte de las disposiciones de supervisión continua.
– Creación de un Comité de Auditoría que coordine y garantice la eficacia de los procesos de control.
– Restauración de un adecuado nivel de reporte a la función de Finanzas, para garantizar la eficacia
de sus gestiones de autocontrol.
16
E J E R C I C I O
A N U A L
F I N A L I Z A D O
– Dotación de recursos humanos para la Dirección del área de Auditoría Interna en función de su formación y
experiencia.
– Inicio de un proceso de cambio en la contratación de auditores externos.
– Desarrollo y ejecución de un proceso de cambios organizacionales para mejorar el control y dirección
administrativa de toda la Corporación.
– Planificación, programación e inicio de un proceso sistemático de revisión de auditoría por los conceptos significantes relacionados.
La orientación de fortalecer el control, que ha sido mantenida por la Dirección de la Corporación, se ha
manifestado en la revisión integral de aspectos significativos en sus operaciones nacionales e internacionales,
iniciada por la Unidad de Auditoría Interna para documentar el proceso de cambio de administración,
según los lineamientos establecidos por el Accionista y los nuevos administradores.
Para la fecha de este informe, se ha concluido la etapa preliminar con interesantes observaciones de control, las cuales
serán profundizadas y convertidas en acciones administrativas, cuando fuera el caso, durante el ejercicio en curso.
En el área de control quedan por atender, en nuestro criterio, los siguientes asuntos concretos, para
lograr así el objetivo planteado tanto por los administradores como por el Accionista:
– Fortalecer el área de control, bajo las nuevas orientaciones para el sector.
– Concluir el proceso de documentación del cambio de administración, corte de cuenta, con el reporte
de los hallazgos a las instancias respectivas y manteniendo el seguimiento necesario para concluir este
aspecto y adoptar las medidas administrativas pertinentes.
– Adoptar las acciones necesarias para fortalecer el control accionario en las filiales, rectificando la política del
pasado de asociar esta función con las actividades de Auditoría Externa. Esta práctica le resta especificidad a esta
importante área del control de PDVSA y limita la implementación de la política en relación con la contratación
de auditores externos.
– Formular una política de contratación de los auditores externos en los términos que se han venido
discutiendo en PDVSA durante este año, orientados a garantizar alternancia en los auditores principales,
flexibilidad para la contratación de los auditores de las empresas pequeñas del sector, definición de
una política de conflicto de intereses y ahorro de honorarios, entre otros asuntos.
ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN FINANCIERA
■ MARCO NORMATIVO
La expresión financiero-contable de los resultados operacionales de cada período económico y de la situación
patrimonial a la fecha de cierre de dicho lapso es presentada, según convenciones profesionales o institucionales,
nacionales o multinacionales, con la orientación de lograr la uniformidad y consecuente comparabilidad de la
información financiera en los términos de la más apropiada cuantificación monetaria de las transacciones.
La información financiera de PDVSA, Compañía Matriz, se presenta en forma consolidada con aquella de sus
filiales poseídas directa o indirectamente en más de un 50%, o mediante la participación patrimonial en aquellas
compañías en las cuales se mantiene influencia significativa con una participación menor al 50%. Todo con el
propósito fundamental de eliminar las operaciones y los saldos originados por las transacciones entre compañías
relacionadas, es decir, informar sólo acerca de las operaciones con terceros.
PDVSA presenta su información financiera consolidada siguiendo las Normas Internacionales de Contabilidad
(NIC) y el dólar estadounidense como su moneda funcional. La información financiera de las filiales venezolanas,
17
INFORME
DEL
COMISARIO
DE
PDVSA
•
AÑO
1999
cuyos registros legales se mantienen en bolívares, es traducida a dólares, según las normativas respectivas.
PDVSA presenta Estados Financieros Consolidados y con base patrimonial en bolívares, para cumplir con
las obligaciones de carácter mercantil. Estos estados financieros en bolívares se presentan al costo histórico,
por lo cual no se emiten de acuerdo con los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados en Venezuela
ni con las disposiciones de las Normas Internacionales de Contabilidad (NIC) para los países con economías
hiperinflacionarias, según los criterios establecidos en esta normativa. A nuestro juicio, el efecto de esta
orientación en la preparación de la información financiera podría ser significativo sobre la razonabilidad de
la misma, dada la antigüedad de los pasivos y de la inversión, así como la importante posición monetaria de
la Corporación.
Igualmente, PDVSA presenta información financiera según otras convenciones contables, Principios
Contables Generalmente Aceptados en EE UU (GAAP), para atender los requisitos de la Security and Exchange
Commission (SEC), con motivo de la emisión de títulos valores en el mercado norteamericano.
■ OBSERVACIONES SOBRE ASUNTOS QUE AFECTAN LA RELEVANCIA DE LA INFORMACIÓN CONTABLE
La información financiera consolidada de fin de año presenta globalmente resultados periódicos y situación
patrimonial, dictaminados por los auditores externos como razonables, excepto por el efecto específico de
la inobservancia de las disposiciones de normativa contable comentadas en este aparte.
No obstante, para los fines de seguimiento y control de las operaciones que deben realizar los administradores, las cuales son de interés del control accionario, existen claras debilidades e irrelevancias en la información
contable por montos significativos, atendidas parcialmente para efectos del cierre, los cuales afectaron la
relevancia de la data periódica disponible y que representan riesgos para la protección del patrimonio.
Los actuales administradores de PDVSA, en concordancia con las instrucciones del accionista, iniciaron un intenso proceso de revisión financiera-contable de las áreas significativas en la operación de
PDVSA y sus filiales y se encuentran en el proceso de evaluar los resultados preliminares, profundizar
los análisis en algunas áreas y adoptar las medidas administrativas conducentes.
Según los resultados preliminares de estas actuaciones y aquellos derivados de otras gestiones de
control, los siguientes asuntos se consideran de interés:
• Manejo de efectivo
El control contable del efectivo durante el ejercicio presentó debilidades muy importantes señaladas
en los informes de los auditores internos y externos:
– Según la información disponible, durante el año se mantuvieron significativos montos de transacciones bancarias no regularizadas, las cuales para la fecha 30 de septiembre de 1999, llegaron a
representar MMMBs. 670 de cargos bancarios y MMMBs. 728 de créditos bancarios, por regularizar.
La omisión de estos registros disminuye la eficacia de la información contable como elemento de
control y podría originar errores de data contable o actos ilegales.
– Según el informe de auditoría interna ya señalado, existían al 31 de agosto de 1999 registros contables en
el rubro de efectivo que alcanzaban un monto del orden de MMMBs. 191, cuyo examen ha sido dificultoso
dadas las condiciones de control en el área.
– Para los propósitos de cierre anual entendemos que se realizaron análisis de estas situaciones y se mantuvo
una provisión del orden de los MMMBs. 40, para cubrir los efectos sobre resultados que pudieran derivarse
de regularizar la situación.
18
E J E R C I C I O
A N U A L
F I N A L I Z A D O
• Reconocimiento de la inversión de terceros en la apertura petrolera
Las inversiones realizadas por las compañías que participan en la apertura petrolera, las cuales serían reconocidas
por PDVSA dentro de las condiciones establecidas en los respectivos contratos, alcanzan —al 31 de diciembre de
1999 y 1998— montos de significación de MMUS$ 5.917 y MMUS$ 4.321; MMBs. 3.912.546 y MMBs. 2.436.252,
respectivamente. Estas cantidades que vienen ocasionando pagos importantes en cada ejercicio, sólo son reconocidas en la oportunidad de su cancelación, aun cuando vienen originando las previsiones presupuestarias
correspondientes.
• Desincorporación de pozos abandonados
Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999, la Corporación desincorporó de libros, la cantidad
de 307 pozos por un costo neto MMBs. 13.577, con lo cual quedan pendientes por desincorporar 918 pozos
abandonados por un costo de MMBs. 75.329 previstos a realizar durante cuatro años. Con esta acción se habrían
abandonado en total 6.879 pozos y quedaría pendientes por evaluar cuáles pozos sería necesario desincorporar
físicamente, y determinar el costo que debe ser asumido por este concepto.
Con relación a este asunto, cabe destacar la existencia de un costo ya causado, el cual por convención contable
será absorbido en los próximos cuatro años. Asimismo, es necesario señalar que no existe un estimado para los
costos de desincorporación física.
• Pozos en indisponibilidad operativa
Para el cierre del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999, existen 11.087 pozos cuyo costo histórico es de MMBs.
173.078 en situación de indisponibilidad operativa, los cuales requieren de reparaciones o acondicionamientos
para su disponibilidad operativa. Al cierre del ejercicio no se ha realizado una provisión al respecto.
• Incumplimiento de Normas de Contabilidad (NIC)
– Según la normativa contable adoptada por PDVSA debería ser registrado como activo o pasivo el efecto
sobre la diferencia entre la base de costo ajustado por inflación, para fines fiscales de los activos fijos
y su base contable. Esta normativa representaría una disminución del gasto de impuesto y consecuente
incremento de las ganancias retenidas del orden de los MMUS$ 23.277 en 1999 y MMUS$ 20.277 en 1998.
PDVSA considera que el reconocimiento del activo de MMUS$ 23.511 en 1999 y MMUS$ 23.067 en 1998,
originado en la aplicación de esta normativa, podría inducir a interpretaciones erróneas a los usuarios de
los estados financieros.
– Otra disposición normativa vigente a partir de enero de 1999 se refiere al registro de los beneficios para trabajadores, limitando la posibilidad de diferir el reconocimiento de los efectos que se deriven de su aplicación. Por
este concepto fueron omitidos cargos por un monto de MMUS$ 826 en las ganancias retenidas.
• Efectos significativos de registros omitidos
La acumulación de obligaciones y el reconocimiento de amortizaciones y capitalizaciones ha presentado excepciones como se desprende de algunos de los apartes del Informe de Corte de Cuenta al 31-08-99, realizado por
Auditoría Interna.
– “Las cuentas por pagar comerciales, al 31-08-99, mostraban saldos contrarios a su naturaleza acreedora por MMBs.
3.243,6; por efecto de adelantos a contratistas no recuperados, impuestos aplicados extemporáneamente y costos
de servicios médicos y de comisariatos prestados a los contratistas, mayores a servicios recibidos de ellos.”
– “Se mantienen 25 cuentas contables por pagar a proveedores y contratistas, migradas al sistema SAP, con
saldo neto por MMBs. 44.968,7; al 31-08-99. El análisis y total depuración de estos saldos resulta impera19
INFORME
DEL
COMISARIO
DE
PDVSA
•
AÑO
1999
tivo, como lo ilustra el hecho de que en el referido saldo neto coexisten 12 cuentas por pagar de diferentes
unidades de negocios con saldos contrarios a su naturaleza acreedora, por un monto de MMBs. 183.530,8;
circunstancia que, unida a la antigüedad de estas cuentas, conforma un conjunto particularmente crítico
que permite inferir sobre la seria problemática que confronta el control que se ejerce sobre las cuentas por
pagar a proveedores y contratistas en PDVSA Petróleo y Gas.”
– “A partir del mes de septiembre de 1999, por instrucciones de la Coordinación de Finanzas de PDVSA, se descontinuó en forma definitiva la práctica de realizar mensualmente las acumulaciones de obligaciones a proveedores
y contratistas, concepto que había sido asumido con deficiencia desde la implantación del sistema SAP. Esta
omisión ha impedido mostrar, en cada cierre mensual, una porción importante de la ejecución presupuestaria
al tiempo de subestimarse, igualmente significativos pasivos con proveedores y contratistas.”
– “La contabilidad de la empresa muestra marcadas deficiencias como lo demuestra el hecho de que al 31 de
agosto de 1999 no se habían producido capitalizaciones de la obra en progreso en las unidades de negocios:
Producción Occidente, Producción Sur, Servicios, Exploración Occidente y Mercadeo Nacional. Esta omisión
determina, entre otros efectos, que se deje de contabilizar el gasto de depreciación asociado a estos activos,
con sus consiguientes efectos en la utilidad sobreestimada y el mayor pago de ISLR.”
– “El procedimiento contable de amortizar mensualmente el saldo de la cuenta de cargos diferidos por concepto
de paradas de plantas, no se viene cumpliendo. A tal efecto, al 31-08-99 existían MMBs. 60.313 acumulados
en la citada cuenta. Esta situación persistía al cierre de noviembre de 1999. Estimamos que, al menos, una
tercera parte del saldo afecta los resultados anuales. Al cierre del ejercicio 1999, se habían tomado acciones
sobre este asunto; no obstante se enfatiza la necesidad de asegurarse.”
■ PRESENTACIÓN DE RESULTADOS FINANCIEROS
Estado de ganancias y pérdidas consolidado mundial
A continuación, los aspectos relevantes ocurridos en 1999 en relación con el año anterior:
•
Utilidad Consolidada Mundial
MMUS$
Nacional
Exterior
Ajustes de consolidación
Utilidad neta consolidada
MMBs.
1999
1998
1999
1998
2.458
265
(319)
2.404
274
310
182
766
2.085.815
165.899
(86.019)
2.165.695
1.169.381
148.021
44.569
1.361.971
La utilidad neta en dólares para 1999 se incrementó en MMUS$ 1.638 debido, fundamentalmente, al aumento
de los precios de los crudos y productos, 1999 US$/Bl 16,04 Vs. 1998 US$/Bl 10,57 durante el ejercicio.
• Costos y gastos consolidado mundial
MMUS$
Nacional
Exterior
Ajustes de consolidación
Costos/Gastos Consolidado
MMBs.
1999
1998
12.988
18.118
(3.890)
27.216
12.788
14.503
(3.855)
23.436
20
1999
7.166.097
11.024.489
(2.469.053)
15.721.533
1998
5.898.885
7.924.248
(2.050.533)
11.772.600
E J E R C I C I O
A N U A L
F I N A L I Z A D O
Los costos y gastos en 1999, en línea con el plan de negocios de la Corporación, según presupuesto
original aprobado y ejecutado en un 97%, se incrementaron en MMUS$ 3.780 respecto al año 1998. Ello
se debe principalmente a las variaciones siguientes:
El total de compras y gastos de operaciones consolidado mundial para 1999 (MMUS$ 19.491) muestra un
incremento de MMUS$ 2.952 (17%), en relación con el año 1998 MMUS$ 16.539, debido básicamente a:
– Mayores costos en Citgo (exterior), como consecuencia de los aumentos de los precios en las compras
a terceros y los costos de operaciones MMUS$ 2.444.
– Incremento en 1999 del impuesto de explotación en MMUS$ 930 (44%) debido al aumento de los precios
y al nuevo convenio de Regalía en 1999.
– Mayor costo de financiamiento en 1999 en unos MMUS$ 297 (81%), por aumento del endeudamiento en el período.
• Ingresos consolidado mundial
MMUS$
Nacional
Exterior
Ajustes de consolidación
Ingresos consolidado
1999
18.567
18.448
(4.367)
32.648
1998
14.311
14.944
(3.596)
25.659
MMBs.
1999
11.205.884
11.229.905
(2.656.163)
19.779.626
1998
7.772.416
8.143.637
(1.972.916)
13.943.137
En términos de ingresos, el año 1999 muestra un aumento de MMUS$ 6.989 (27%), debido fundamentalmente al
incremento de los precios de los crudos y productos exportados durante el período, pese a la baja de producción en
1999 en relación con 1998, MBD 2.770 Vs. MBD 3.279, respectivamente.
■ BALANCE GENERAL CONSOLIDADO MUNDIAL
A continuación, los aspectos relevantes de 1999 comparado con 1998.
• Total activo consolidado mundial
MMUS$
Nacional
Exterior
Ajustes de consolidación
Activo consolidado
1999
45.594
14.329
(10.347)
49.577
1998
42.291
11.979
(6.178)
48.092
MMBs.
1999
14.642.702
9.278.288
(4.595.268)
19.325.722
1998
12.380.627
6.746.399
(3.321.588)
15.805.438
El total activo del año 1999 muestra un incremento de MMUS$ 1.485 (3%), debido principalmente a lo siguiente:
– Incremento de las cuentas por cobrar (MMUS$ 1.626) como producto de mayores ingresos originados por
los aumentos de precios de crudos y productos exportados.
– Disminución de los gastos pagados por anticipado y otros (MMUS$ 447), por cancelación de créditos fiscales
pendientes por MMUS$ 667, compensado con el aumento de otros activos por MMUS$ 220.
– Aumento en propiedades, plantas y equipos MMUS$ 220, debido a la inversión del año 1999 por MMUS$
3.041 menos los gastos de depreciación del período de MMUS$ 2.821. El presupuesto original aprobado de
inversiones presenta una ejecución del 67%.
21
INFORME
DEL
COMISARIO
DE
PDVSA
•
AÑO
1999
• Total pasivo consolidado mundial
MMUS$
1999
Nacional
Exterior
Ajustes de consolidación
Pasivo consolidado
MMBs.
1998
12.716
9.711
(5.570)
16.857
12.723
9.912
(6.578)
16.057
1999
1998
8.332.194
6.920.037
(4.218.156)
11.034.075
7.172.363
4.779.129
(3.012.951)
8.938.541
En el pasivo del año 1999 se observa un aumento de MMUS$ 800 (5%) debido a las variaciones resaltantes
que a continuación se mencionan:
– Incremento de la deuda a largo plazo en el exterior (MMUS$ 1.320) debido, principalmente, a la emisión
de bonos quirografarios por PDVSA Finance, por un monto de MMUS$ 1.201.
– Incremento de cuentas por pagar proveedores/contratistas por mayor volumen de compras, destacándose Citgo (exterior) con MMUS$ 216, y las Asociaciones Estratégicas y los Convenios Operativos
(nacional), ambos por un monto de MMUS$ 345.
– Incremento del impuesto por pagar e impuesto sobre la renta diferido, ambos por MMUS$ 999.
– Disminución de las acumulaciones relativas a dividendos por pagar de MMUS$ 1.291.
• Total patrimonio consolidado mundial
MMUS$
1999
NACIONAL
Capital social
Reserva legal y otras
Ganancias retenidas (déficit)
Ajuste por traducción
TOTAL NACIONAL
EXTERIOR
Capital social
Reserva legal y otras
Ganancias retenidas
Ajuste por traducción
TOTAL EXTERIOR
Ajuste de consolidación
PATRIMONIO CONSOLIDADO
MMBs.
1998
1999
1998
39.095
7.557
(8.410)
(7.364)
30.878
39.095
7.569
(9.111)
(7.355)
30.198
1.280.100
2.382.730
2.502.470
145.210
6.310.510
1.280.100
2.311.544
1.512.601
104.019
5.208.264
509
41
1.794
(27)
2.317
(475)
32.720
223
328
1.543
(27)
2.067
(230)
32.035
268.236
9.478
586.321
1.494.216
2.358.251
(377.112)
8.291.649
115.939
161.776
420.421
1.269.134
1.967.270
(308.637)
6.866.897
El patrimonio consolidado neto en dólares, correspondiente al año de 1999, aumentó en MMUS$ 685, debido a
que la utilidad del ejercicio fue de MMUS$ 2.404 menos un dividendo pagado de MMUS$ 1.719.
En este sentido, cabe señalar que durante los últimos diez (10) años, el déficit acumulado en US$ muestra un rango
entre los MMUS$ 9,9 y 14,6; mientras que en bolívares nominales se mantienen ganancias acumuladas, las cuales para 1999,
alcanzan un monto de MMMBs. 2.997, tal como se puede observar en el cuadro presentado seguidamente:
22
E J E R C I C I O
A N U A L
F I N A L I Z A D O
6000
2.281
3000
0
89
1989
108
105
1990 1991
105
1992
165
2.997
1.905
604
365
1993 1994
3.420
1995
1996 1997
1998
1999
-3000
-6000
MMMBs
(Bolívares nominales)
MMUS$
(Déficit acumulado)
-9000 -8.604
-10.150 -9.968
-10.102
-12000
-12.259
-15000
-13.716 -13.708
-12.281 -12.542
-14.626
-13.932
Así, la información para el accionista, expresada en bolívares al costo histórico, con las objeciones señaladas, viene presentando unos resultados operativos de cada año y acumulados con
ganancias significativas, contradictorio con la información en moneda funcional, lo cual ha originado
decisiones de capitalización de ganancias y distribución de dividendos, no convalidados desde el
punto de vista financiero, en su moneda funcional.
Existe la apreciación de que las utilidades periódicas y respectivas utilidades acumuladas, determinadas
en bolívares al costo histórico, es decir, sin corregir el efecto de la inflación, han sido un elemento determinante en esta distorsión y existe la disposición, como parte del proceso de revisión para los fines del corte
de cuenta, de desarrollar los elementos que permitan sincerar la determinación de resultados.
■ INDICADORES
Seguidamente se presentan algunos indicadores de eficiencia, con el propósito de ilustrar las situaciones
comentadas.
• Rendimiento sobre el Capital Empleado (ROCE)
[Ganancia operacional/capital empleado]
Los resultados de relacionar la ganancia antes del impuesto sobre la renta con el capital empleado
fueron los siguientes, referidos a la información consolidada y a las dos filiales mayores.
US$
1999
Bs.
1998
1997
1999
(en porcentaje)
Consolidado Mundial
PDVSA Petróleo y Gas
Citgo Corporation
14
16
8
6
4
7
1998
1997
(en porcentaje)
21
n/d
9
33
45
7
23
23
9
58
n/d
10
El consolidado mundial de 1999 muestra una evolución positiva en relación con 1998 (14% Vs. 6%) debido,
fundamentalmente, al aumento de los precios de los crudos y productos durante el ejercicio, US$/Bl 19,04 Vs.
US$/Bl 10,57 pese a la disminución de la producción, en 1999 MBD 2.950 Vs. MBD 3.279 en 1998.
En el gráfico siguiente se muestra el comportamiento del ROCE del consolidado mundial durante
los últimos nueve (9) años, tomando como base la información en US$.
23
INFORME
DEL
COMISARIO
DE
30
PDVSA
•
AÑO
1999
26%
25
21%
19%
20
16%
17%
16%
14%
15
10
6%
5
0
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
• Valor Económico Agregado (EVA)
[Ganancia operacional - (Capital empleado x costo de capital)]
Los resultados arrojados para el cálculo del EVA antes del impuesto, fueron los siguientes:
MMUS$
Consolidado Mundial
PDVSA Petróleo y Gas
Citgo Corporation
MMBs.
1999
1998
1997
1999
1998
1.745
1.865
(67)
(1.793)
(1.929)
(111)
4.251
n/d
(66)
3.274.540
2.976.314
(82.329)
1.543.104
1.047.288
(12.661)
1997
5.115.450
n/d
(9.944)
El rendimiento en términos de creación de valor ha evolucionado de MMUS$ 4.251, MMUS$ 1.793 y MMUS$
1.719, para los años 1997, 1998 y 1999, respectivamente, con lo que se observa un mayor costo del capital
empleado sobre la ganancia operacional durante el año 1998, como consecuencia de la baja de los precios. En el
año 1999 se incrementó la ganancia operacional y, por ende, la generación de valor en el ejercicio económico,
por el aumento de precios ocurrido en el período.
GESTIÓN ADMINISTRATIVA
Los resultados de la gestión administrativa de PDVSA como ente económico fueron presentados en
los estados financieros consolidados, en los que se organiza, en términos de relevancia, la información
financiera disponible.
Los comentarios que siguen se refieren a ciertos aspectos de importancia, los cuales en nuestro criterio
no se hacen evidentes con la sola consideración de dichos estados financieros.
■ ANÁLISIS DE LOS CONTRATOS OUTSOURCING
La evaluación que vienen realizando los entes de control respecto a este asunto ha determinado información
sujeta a consideraciones y conclusiones en proceso, cuyos detalles se presentan en los siguientes cuadros:
24
E J E R C I C I O
A N U A L
NOMBRE DEL SERVICIO
DESCRIPCIÓN DEL SERVICIO
Servicio integral
de tratamiento
e inyección de agua
(Lago de Maracaibo).
Inyección de 900 MBD tanto de
aguas efluentes como de aguas del
Lago a yacimientos.
El servicio incluye la operación
y manten imiento de la totalidad
del sistema hasta las plataformas de
los pozos inyectores.
F I N A L I Z A D O
DURACIÓN DEL CONTRATO
EMPRESA O CONSORCIO
16 años
Consorcio Simco.
Contrato en ejecución,
firmado en mayo de 1998.
(Wood Group Ltd. 49,5%,
Production Operators Venezuela
C.A. 35,5%, Constructora
Camsa 10%) y Vepica 5%.
◊ Los resultados esperados en cuanto a volúmenes inyectados, construcción de nuevas plantas de inyección y volúmenes de sólidos
en suspensión permitidos en el agua, aún no se han materializado.
◊ Estos resultados obedecen a: desfase en la firma del contrato, de enero 1998 a junio de 1998, desfase de las actividades de
construcción de las plantas, la etapa de entrega/recepción de las instalaciones a Simco, el ciclo de formulación presupuestaria y
cambios en la secuencia de perforación de pozos inyectores.
◊ Debido a este desfase, se sugiere que el proyecto sea reevaluado bajo las condiciones actuales para determinar la validez de las
premisas originales.
NOMBRE DEL SERVICIO
Suministro
de energía
y vapor
en el CRP.
DESCRIPCIÓN DEL SERVICIO
Construcción de una planta
dentro del área de la Refinería
Cardón, contemplada dentro del
proyecto PARC, para el suministro de energía eléctrica y vapor.
DURACIÓN DEL CONTRATO
EMPRESA O CONSORCIO
20 años
Genevapca,
Filial de la
Electricidad de Caracas.
Completada construcción
de la planta. Contrato
firmado el día 21-12-93.
◊ No hay evidencia de una evaluación económica que permita verificar las ventajas de la selección de comprar servicios Vs. la
opción de construir la planta con financiamiento propio o apalancamiento, así como los beneficios para la Corporación. Sólo se
tiene la evaluación del PARC que fue marginal.
◊ No se evidenció una evaluación de inversión propia Vs. recursos de terceros, según normativa de PDVSA.
◊ No existen cláusulas que amparen a PDVSA ante la terminación unilateral del contrato.
◊ La obligación “take or pay” del contrato obliga a comprar mayor cantidad de electricidad y vapor del que se necesita e incrementa la capacidad ociosa (con un costo en el orden de los 954,0 MUS$/mes), además de tener que pagar por un suministro que no se requiere.
◊ Se observan fallas en el suministro de energía.
◊ Es necesario definir estrategias para la utilización adecuada de la capacidad propia y contratada o renegociar el contrato en
términos y condiciones convenientes para el CRP.
NOMBRE DEL SERVICIO
Servicios
de tecnología
de información
para E&P.
DESCRIPCIÓN DEL SERVICIO
DURACIÓN DEL CONTRATO
Proveer soporte al ambiente
integrado de E&P en PDVSA,
la administración de recursos,
servicio, organización y procesos involucrados en el acceso y
procesamiento de la información
de E&P.
3 años
EMPRESA O CONSORCIO
Geoquest
Contrato firmado en 1997,
vencimiento en el 2000.
Con derecho a negociar
extensiones de 3 años.
◊ No existe evaluación económica original ni durante la ejecución del contrato. Se sugiere realizar evaluación post-mortem y evaluación
financiera-técnica del outsourcing para determinar su continuación, mantenerlo con esfuerzo propio o a través de Intesa.
25
INFORME
DEL
COMISARIO
DE
PDVSA
•
AÑO
1999
NOMBRE DEL SERVICIO
DESCRIPCIÓN DEL SERVICIO
DURACIÓN DEL CONTRATO
EMPRESA O CONSORCIO
Almacenamiento
y embarque
de crudo
(TAEJ-Jose-Área
Oriental).
Almacenamiento y embarque de crudos tradicionales de PDVSA y crudos
sintéticos de las asociaciones estratégicas
Cerro Negro y Sincor.
20 años
Sociedad Williams,
Enbridge & Compañía.
Con derecho a negociar
extensiones de 10 años.
Firmado el 22-12-98 Acuerdo de
Compromiso de Compra de parte
del Consorcio, con lapso hasta el
30-09-99 para el cierre del Acuerdo.
(Enbridge International
Inc. 45%, Williams
International Inc. 45%
y Northville International
Corporation 10%).
◊ El contrato es un outsourcing con venta y transferencia de activos, el terminal fue construido por PDVSA y se
vendería al Consorcio por un monto de MMUS$ 385. El consorcio se encarga de la operación y el mantenimiento.
Se recobra a PDVSA a través de una tarifa que comprende amortización de capital y gastos de operación. Por lo
que en la práctica se convierte en un contrato de financiamiento con tasa más alta que la corporativa.
◊ Es necesario revisar los términos y estrategias para la venta del activo, así como también revisar el contrato de
operación para determinar la conveniencia de continuar con el Consorcio o mediante esfuerzo propio.
◊ El contexto no se materializó en 1999, debido a que el Consorcio no obtuvo del MEM la autorización prevista
para el cierre del contrato.
NOMBRE DEL SERVICIO
Servicio Intesa.
DESCRIPCIÓN DEL SERVICIO
DURACIÓN DEL CONTRATO
EMPRESA O CONSORCIO
PDVSA cede a Intesa la
infraestructura, facilidades y
equipos, así como el derecho
de todos los servicios de soporte
de tecnología de información
y el personal asociado.
5 años
Intesa
Contrato firmado en 1997,
prorrogable por tres
períodos de hasta
5 años c/u.
(SAIC Bermuda, filial de SAIC,
60% y PDV-IFT, filial de
PDVSA 40%)
◊ No hay evidencia de la evaluación económica correspondiente.
◊ PDVSA cancela el servicio a través del Costo Meta, costo anual presupuestado.
◊ Las organizaciones de PDVSA no pueden certificar el costo cargado por home office, uno de los rubros más importante
del Costo Meta, por el que PDVSA gastó en 1998 MMBs. 41,3 diarios.
◊ Incremento significativo del costo año 1997 MMMBs. 111,6 y 1998 MMMBs. 144,4.
◊ No se ha hecho análisis comparativo de los beneficios financieros estimados contra resultados de los dos primeros
años del contrato, ni evaluaciones post-mortem.
26
E J E R C I C I O
A N U A L
F I N A L I Z A D O
NOMBRE DEL SERVICIO
DESCRIPCIÓN DEL SERVICIO
DURACIÓN DEL CONTRATO
EMPRESA O CONSORCIO
Compresión de gas
y extracción
de líquidos en el
Distrito San Tomé.
Centralización de los sistemas
de compresión San Tomé,
Plantas Guara Oeste 1, Guico y
Planta de Absorción de Líquidos
Covara Oeste 1.
Paquetes A, B y C.
Operación y mantenimiento.
Tres contratos en ejecución,
con 10 años de duración
c/u, firmados el 25-09-98.
Production Operator
Venezuela C.A.
y Williams.
◊ La contratista facturó y recibió pagos por el volumen de líquido acordado y no por los volúmenes realmente
manejados, tal como lo establece el contrato. Por este conce pto se efectuaron pagos improcedentes por MMBs.
37 y MUS$ 61. Se ha facturado a la empresa, a fin de realizar el correspondiente recobro.
◊ La escalación de los costos por inflación se aplicó considerando los índices a partir del tercer mes de la fecha
de otorgamiento de la buena-pro y no a partir de la fecha de inicio del servicio, según normativa de contratación.
Por este concepto se efectuaron pagos improcedentes por MMBs. 53 y MUS$ 7, en proceso de recobro.
◊ Las premisas originales que justificaron el negocio, principalmente lo referido a la reducción de costos de operación
y mantenimiento y el mejoramiento en la calidad de los servicios, no se están cumpliendo. En la Planta de Guara
los costos se incrementaron en 228% y en la Planta de Covara en 277%.
◊ Se efectuará evaluación técnica, económica y operacional para determinar la conveniencia de cancelar los contratos
y realizar la actividad con esfuerzo propio o renegociar tarifas.
NOMBRE DEL SERVICIO
DESCRIPCIÓN DEL SERVICIO
DURACIÓN DEL CONTRATO
EMPRESA O CONSORCIO
Servicio
de inyección
de agua en la
planta Jabillos.
Servicio de inyección de
50 MBAD. Debido a la
indisponibilidad de capacidad de inyección en la
Planta Resor de Jusepín).
5 años
Phoenix International
Corporation.
Contrato en ejecución,
firmado en marzo 1998.
◊ No se dispone de las evaluaciones económicas que justifiquen el proyecto, ni la conveniencia del outsourcing.
◊ Del análisis comparativo del costo de los servicios pagados a la empresa Phoenix Vs. Los costos de la Planta RESOR
(propia), aquéllos resultan superiores en un 1.350%. A pesar de que estos cálculos constituyen una referencia
preliminar, debido a la diferencia entre las capacidades de cada planta (550 MBAD Resor Vs. 50 Jabillos), se
estima que de cancelar el contrato y realizar la inyección de agua con esfuerzo propio, se ahorraría un estimado
de MMUS$ 10,8.
◊ No se han alcanzado las presiones ni las tasas de inyección solicitadas y contempladas en el contrato, justificación
suficiente para rescindirlo sin contraprestación al contratista.
27
INFORME
DEL
COMISARIO
DE
PDVSA
•
AÑO
1999
■ OBLIGACIONES A LARGO PLAZO POR FINANCIAMIENTOS OBTENIDOS
El saldo de las obligaciones, contraídas a largo plazo al 31 de diciembre de 1999 y de 1998, se detalla por
filiales de la forma siguiente:
MMUS$
EMPRESAS
1999
PDV America/Citgo
PDVSA Finance
PDVSA P&G
PDVSA V.I. (Hovensa)
Bariven
PDV Marina
Casa Matriz y otras filiales
TOTAL
MMBs.
1998
2.325
2.994
1.487
539
638
284
201
8.468
2.121
1.800
1.089
563
685
340
268
6.866
1999
1.530.955
1.938.640
962.878
348.695
419.710
183.704
104.576
5.489.158
1998
1.194.483
1.013.706
613.292
317.065
385.771
191.478
150.970
3.866.765
La deuda corporativa fue contraída en las siguientes modalidades:
INSTRUMENTO
CONDICIONES
Bonos
Emitidos en US$ por filiales directas o indirectas, con tasas de interés anual entre
4,1% y 9,95%, vencimientos durante el período 1998-2028, con garantía directa o
indirecta de PDVSA, mediante cartas de crédito, cuentas por cobrar a futuro, valores.
MMUS$
Estos financiamientos han sido contratados sustancialmente por filiales del exterior
para propósitos de inversiones para cubrir obligaciones ambientales, fuentes
de inversiones y financiamientos del plan de inversiones.
5.662
Préstamos garantizados
por agencias de
exportaciónción
gubernamentales
Con tasas de interés entre el 5,64% y el 10,625%, garantizados por Agencias
de Exportación Gubernamentales de EE UU, Europa y Japón.
Estos financiamientos han sido contratados para el cumplimiento
del plan de inversiones de PDVSA.
985
Líneas de crédito
Con intereses entre el 5,99% y el 6,77%, destinado al financiamiento
de los proyectos Sincor y Cerro Negro.
661
Con tasas de interés variable de 7,58% (promedio 1999) y 6,5% (promedio 1998),
acuerdo extendido hasta el año 2002, garantía colateral mediante inventarios y
cuentas por cobrar. Estos financiamientos fueron contratados por filiales del exterior.
462
Con tasas de interés anual entre tasa Libor más 1,5% y 1,75%. Este financiamiento fue suscrito por
PDV Marina para la adquisición de ocho tanqueros, los cuales fueron utilizados como colaterales.
284
Papeles comerciales
y créditos bancarios
Emitidos/firmados por Bariven, a una tasa de interés anual del 10,625% con vencimiento en el año
2002 y tasa de interés del 6,18% con vencimiento en el año 2004, respectivamente.
179
Otros
Financiamiento de la casa matriz y filiales en Venezuela y el exterior.
235
TOTAL GENERAL
8.468
A ser pagada en el año 2000, sujeta al pago de los intereses y garantías
señaladas anteriormente para los distintos instrumentos.
869
Préstamos bancarios
rotativos
Acuerdo de crédito
Porción circulante de
la deuda a largo plazo
28
E J E R C I C I O
A N U A L
F I N A L I Z A D O
En este sentido, consideramos significativos los comentarios que a continuación se señalan:
– El incremento de la deuda externa durante los últimos tres años alcanza montos de significación, durante el año
1999 ocurrió un incremento neto de MMUS$ 1.602, consecuentemente los gastos por intereses se ubicaron en el
orden de los MMUS$ 662 con incremento del orden de los MMUS$ 300 en relación con 1998.
– Los desembolsos por concepto de pagos de capital para los próximos cinco años alcanzan un monto del orden
de los MMUS$. 4.618, con pagos promedios anuales del orden de los MMUS$ 923.
Durante los años 1999 y 1998 el efectivo requerido para las inversiones de operación, el pago de la deuda
y el pago de dividendos exceden el efectivo generado por las operaciones, según el detalle siguiente:
MMUS$
Monto invertido en las operaciones
Pago de deuda
Efectivo utilizado en operaciones
Efectivo generado por las operaciones
Efectivo aplicado al pago de dividendos
Deficiencia de efectivo generado por
las operaciones, sujeto a financiamiento
1999
3.228
1.567
4.785
5.816
1.031
(2.010)
1998
4.772
954
5.726
2.846
(2.880)
(1.996)
(1.979)
(4.876)
Estas deficiencias de efectivo fueron atendidas parcialmente con financiamientos del orden de MMUS$
2.388 y 3.766, para 1999 y 1998, respectivamente.
■ INVERSIONES EN EL EXTERIOR
La inversión de PDVSA en el exterior se resume a continuación, referida a las empresas que realizan
operaciones en cada grupo, expresados en MMUS$.
Empresas
Particip. Accionaria
%
Grupo Propernyn NV
Borco
Grupo PDV America
Citgo (1)
VPHI Midwest
PDV USA
Grupo PDV Holding
PDV Sweeny
PDV Texas
PDV Chalmette
Grupo Propernyn BV
PDV Europa (2)
Bopec
Grupo Filiales Directas
PDVSA Finance
PMI Aruba
PDVSA VI
PDVSA Insurance
TOTAL EXTERIOR
Capital Social
1999 1998
Utilidades Retenidas
1999
1998
Utilidad (Pérdida) Neta
1999 1998
100
112
144
3
48
(5)
0
100
100
100
1.314
355
3
1.314
285
3
651
67
(4)
534
90
(4)
143
(24)
0
194
32
0
100
100
100
42
1
290
10
0
290
(1)
0
(45)
0
0
(14)
(1)
0
(30)
0
0
(17)
100
100
31
43
36
54
25
(6)
22
9
3
(2)
5
0
500
200
0
0
15
14
9
9
2.711 2.358
114
34
(64)
65
839
32
34
(8)
28
771
82
0
(42)
37
163
32
0
(8)
18
256
100
100
100
100
(1) Incluye inversión en Lyondell – Citgo. (2) Incluye la inversión en Nynas, Ruhr Oel, PDV Fuels Netherlands, NV PDV Fuels S.A.
29
INFORME
DEL
COMISARIO
DE
PDVSA
•
AÑO
1999
La inversión de PDVSA en empresas del exterior se situó en MMUS$ 2.711 en 1999 y MMUS$ 2.358 correspondiente al año 1998, con una diferencia de MMUS$ 353, producto –principalmente- del aumento de capital
de las empresas PDVSA Finance MMUS$ 300, VPHI Midwest MMUS$ 70 y PDV Sweeny MMUS$ 32, compensado
parcialmente con una disminución en el capital de Borco (MMUS$ 32) y otras (MMUS$ 17).
Las utilidades netas fueron MMUS$ 163 en 1999, MMUS$ 256 en 1998 y, motivado a la utilidad
retenida, alcanzó MMUS$ 839 y MMUS$ 771 en 1999 y 1998, respectivamente.
El margen de utilidad sobre el capital fue del 6,0% en 1999 y 10,9% en 1998, debido básicamente
a la reducción del margen de refinación y de la utilidad del sector exterior.
• Movimiento del patrimonio
El detalle del patrimonio, al cierre de los ejercicios 1999 y 1998, se explica a continuación:
%
Inversión Patrimonial (MMUS$)
Empresas
Participación
Accionaria
31-12-98
PDVSA Finance
Citgo
VPHI Midwest
Borco
Bopec
Ruhr Oel
AB Nynas
100
100
100
100
100
50
50
532
1.846
376
193
62
215
74
3.298
Capitalización
(Reducción)
69
(23)
(5)
41
Utilidad
(Pérdida)
Dividendos
82
143
(24)
(5)
(1)
(30)
4
169
(26)
(73)
(8)
(107)
31-12-99
614
1.964
421
115
38
180
69
3.401
El incremento patrimonial total en actividades del exterior se sitúa al 31-12-99 en MMUS$ 3.401,
MMUS$ 103 más que al 31-12-98, producto principalmente de la ganancia de MMUS$ 143 de la empresa
Citgo, y las pérdidas de otras compañías, tanto en Estados Unidos (VPHI Midwest) como en Europa.
En relación con las ganancias de Citgo consideramos pertinente señalar que en 1998 los inventarios
de esta empresa fueron llevados al costo de mercado, el cual era MMUS$ 159 menor que el costo histórico. En 1999 se estimó que el valor de mercado era mayor en MMUS$ 350, por lo cual no fue necesario
el ajuste de MMUS$ 159 y, en consecuencia, se revirtió la operación como un ingreso del año, en vista
de lo cual la ganancia de 1999 de MMUS$ 143 está afectada por el monto del ajuste de inventarios. De
no haberse producido éste y considerando el monto de MMUS$ 159 neto de impuesto, MMUS$ 105, la
utilidad de 1999 se reduciría a MMUS$ 38.
El convenio de suministro de crudo celebrado entre PDVSA y Citgo contempló para 1999 una reducción del precio de paridad del mercado de US$ 2,39 por barril suministrado. Esta disminución de
precio significó una baja de los costos de Citgo del orden de los MMUS$ 210 en ese año. De haberse
concretado la venta del crudo a precio de mercado, los resultados de la compañía se hubiesen situado
en una pérdida adicional por ese monto, según el siguiente detalle:
30
E J E R C I C I O
A N U A L
F I N A L I Z A D O
MMUS$
Utilidad neta reportada
Ajuste costo inventarios
Ajuste diferencial precios
Resultado Neto 1999 (Pérdida)
143
(105)
(210)
(172)
En este sentido, cabe destacar que el precio de venta de crudo, inferior al precio de mercado, significa
una transferencia al fisco norteamericano según la siguiente particularidad: incrementa las ganancias de
Citgo en MMUS$ 210 con un efecto de impuesto estimado a la tasa nominal de MMUS$ 71 y disminuye
las ganancias de PDVSA en MMUS$ 210, lo cual representa una disminución nominal del Impuesto Sobre
la Renta venezolano de MMUS$ 142.
• Suministro de crudos y productos
PDVSA suministra crudo y productos a sus empresas filiales en el exterior. A continuación se detallan
los despachos del año 1999:
MBD
Crudos
Filial
Citgo
Lyondell
ROG
Nynas
Hovensa
PDV Midwest
Chalmette
Isla
Trintoc
Bonaire
TOTAL
Productos
Bajo Convenio
Precio Mercado
240
175
20
53
179
187
2
12
868
43
4
5
29
22
38
141
Subtotal
283
179
20
53
184
29
22
187
40
12
1.009
Total
48
8
50
2
6
114
331
187
70
55
184
29
22
193
40
12
1.123
Del total de exportaciones de MBD 2.785 (MBD 1.925 de crudos y MBD 860 de productos), las filiales
obtienen MBD 1.123, el 40% del total y las filiales europeas reciben un total entre crudos y productos de MBD
125, lo que representa un 4,5% del total de exportación. Cabe destacar que el crudo para refinar en Europa es
apenas MBD 73, es decir, un 2,6% de las exportaciones.
• Otros aspectos de interés
– Préstamos otorgados por Citgo a Lyondell–Citgo Refining (LCR) durante 1999 y 1998 por montos de
MMUS$ 19,7 y MMUS$ 19,8 a tasas de mercado de 6,7% y 5,9%. Al 31-12-99, Citgo convirtió MMUS$
32,7 de esos préstamos en contribuciones de capital.
– Citgo tiene una inversión en Lyondell-Citgo con un valor corriente de MMUS$ 560 al 31-12-99. LCR tiene
una deuda de MMUS$ 450 que vence el 5 de mayo de 2000. Hasta el presente, LCR no ha logrado un refinanciamiento de la deuda. PDVSA acordó que en caso de que la inversión de Citgo en LCR se deteriore por
causas relacionadas con la deuda citada y se le requiera reconocer esa pérdida, indemnizará a Citgo.
31
INFORME
DEL
COMISARIO
DE
PDVSA
•
AÑO
1999
– Como resultado de esta situación, los auditores independientes de Lyondell–Citgo Refining indicaron que
en ausencia de una resolución a esta situación, publicarán un parágrafo en su opinión expresando una
duda sustancial sobre la posibilidad de que LCR continúe como un negocio en marcha.
• Operaciones de mercadeo internacional
Las operaciones de comercialización de crudos y productos en el exterior se realizan principalmente a través de las
empresas PDVSA Marketing International S.A. (PMI Panamá) y Petroleum Marketing International AVV (Petromar).
La primera coordina las entregas y operaciones comerciales entre PDVSA y Veba Oel AG para la
Refinería Ruhr Oel GmbH. La empresa actúa como centro de costos con resultado cero en el año y sus
ingresos, costos y gastos totalizaron MMUS$ 2.287 en 1999.
Petromar, por su parte, se encarga de las operaciones de las empresas situadas en el Caribe (Isla, Trintoc y
Hovensa), al igual que la anterior funciona como un centro de costos y sus ingresos, costos y gastos alcanzaron
MMUS$ 3.000 en 1999.
• Limitaciones contractuales
Varias de las facilidades de crédito de PDVSA contienen requisitos contractuales que le restringen, entre
otras cosas, la capacidad para incurrir en deudas adicionales, pagar dividendos, hipotecar propiedades y vender
ciertos activos. Al 31-12-99 PDVSA ha cumplido con los requisitos contractuales de la deuda.
• Regulaciones ambientales
Tanto en Venezuela como en Estados Unidos de América y en Europa, las operaciones de PDVSA están sujetas
a leyes y regulaciones ambientales federales, estatales y locales, que le pudieran requerir acciones para corregir
o mejorar los efectos sobre el ambiente provenientes de emisiones, derrames, abandono de instalaciones, etc.
Pueden existir situaciones que requieran desembolsos adicionales en instalaciones, que incluyen,
pero sin limitarse, complejos operacionales, estaciones de servicio o terminales de almacenamiento
de petróleo crudo y productos refinados. Los montos de tales desembolsos futuros, si los hubiera, son
indeterminables.
El período 2000-2009 estará caracterizado por reducciones significativas en el contenido de azufre de los
combustibles, además de exigencias de reducción de emisiones de compuestos orgánicos volátiles y óxidos
de nitrógeno por el uso de los combustibles en los mercados. Con la finalidad de cumplir con las futuras
especificaciones de los combustibles, tanto nacionales como internacionales, PDVSA en el plan de negocios
2000-2009 ha considerado tentativamente un total de desembolsos en el orden de unos MMUS$ 2.500. Con
éstos, PDVSA logrará alcanzar tres propósitos:
– Ponerse al día en el cumplimiento de las leyes ambientales.
– Identificar a PDVSA con la imagen de empresa verde.
– Apoyar a terceros en materia ambiental.
32
E J E R C I C I O
A N U A L
F I N A L I Z A D O
■ EJECUCIÓN PRESUPUESTARIA
El presupuesto de Petróleos de Venezuela S.A. para el año de 1999 fue de MMMBs. 12.901,4; de los
cuales MMMBs. 4.457,4 corresponden a inversiones y MMMBs. 8.444 a gastos. De este total se ejecutaron
MMMBs. 2.563,3 en inversiones y MMMBs. 7.342 en operaciones.
A continuación, mostramos un resumen del comportamiento de los desembolsos en ambos presupuestos:
PRESUPUESTO DE INVERSIONES (MMMBs)
REAL
1997
REAL
1998
1.994,3
243,5
7,4
0,0
126,6
13,0
0,0
0,2
0,1
0,1
3,7
2.388,9
496,1
2.885,0
1.725,0
194,9
5,4
100,4
115,1
14,9
50,2
0,2
0,0
0,1
1,7
2.207,9
651,6
2.859,5
PRESUPUESTO
PDVSA Exploración/Producción
PDVSA Manufactura/Mercadeo
PDVSA Servicios
PDVSA Gas
Pequiven
Proesca
SOFIP
PDVSA Casa Matriz
PDV UK
Palmaven
Intevep
Sub-Total
Convenios
TOTAL
1.947,6
362,8
2,7
101,2
192,3
23,8
27,7
0,4
0,1
0,2
1,7
2.660,5
1.796,9
4.457,4
REAL VARIACIÓN
1999
1.308,9
(638,7)
122,3
(240,5)
0,5
(2,2)
52,7
(48,5)
128,8
(63,5)
5,7
(18,1)
51,1
23,4
0,1
(0,3)
0,0
(0,1)
0,1
(0,1)
1,1
(0,6)
1.671,3 (989,2)
892,3
(904,6)
2.563,6 (1.893,8)
Los desembolsos por inversiones del año 1999 se situaron en MMMBs. 2.563,6; lo que representa
el 57,5% del total del plan que fue de MMMBs. 4.457,4; 20% del presupuesto total y 26% del real
ejecutado. De estas erogaciones MMMBs. 1.671,3 corresponden a recursos propios y MMMBs. 892,8
a inversiones de los convenios operativos.
La subejecución de MMMBs. 989,2 que se observa entre lo planificado para el año, con recursos
propios, y lo ejecutado se explica a continuación:
• Exploración
El menor desembolso se debió principalmente a la cancelación de algunos programas de geofísica y perforación exploratoria, así como al atraso en el inicio de algunos otros (Ceuta, La Victoria y Pato, no iniciados;
Eoceno Este Central, Sur del Lago, Guaraní, Bosque DL-1/DL-2, Budare Oeste y Acema Norte iniciados con
retraso) por permisología, licitación/contratación, factores climáticos, disponibilidad de equipos y menor costo
por cambio de diseños en pruebas y abandonos.
• Producción
Esta función presenta una subejecución de MMMBs. 505, a causa de la reducción de 79 pozos (62 en
Occidente y 17 en Oriente) asociados a la reducción de MBD 56,4 en potencial y MBD 28,1 en producción
fiscalizada; asimismo, al diferimiento de actividades asociadas a programas y proyectos de construcción de
infraestructura de producción, recuperación secundaria, laboratorios integrados de campos y a programas de
mantenimiento de instalaciones.
En la División de Manufactura y Mercadeo, la subejecución más significativa fue de MMMBs. 168 en la
función de refinación, motivado principalmente a la cancelación del proyecto Valorización de Corrientes de la
Refinería Puerto La Cruz (VALCOR), y al desfase del proyecto IRUP de la Refinería Isla de Curazao.
33
INFORME
DEL
COMISARIO
DE
PDVSA
•
AÑO
1999
En cuanto al sector gas, los desembolsos resultaron menores a los planificados en MMMBs. 48,5;
debido al desfase de dos gasoductos (Anaco/Jose/Puerto La Cruz/Anaco/Puerto Ordaz).
En el sector petroquímico se observa una subejecución de MMMBs. 63,5; motivado a retrasos en los proyectos: Olefinas Derivados Jose, Extracción de Etano y Adecuación de Efluentes; por desfase en los procesos de licitación.
En cuanto a los convenios operativos, la subejecución de MMMBs. 904,6 se debió a una menor actividad de
perforación y rehabilitación de pozos (326 y 12 pozos respectivamente), por el efecto negativo de los resultados
obtenidos en estas actividades durante el año 1998, así como por la incertidumbre de los precios del petróleo
observada durante el primer trimestre de 1999.
PRESUPUESTO DE GASTOS (MMMBs.)
REAL
1997
REAL
1998
2.985
819
60
(32)
293
136
362
(46)
1.570
5.328
3.561
1.107
67
(17)
398
134
525
139
1.124
5.931
Costos de operación
Otros costos y gastos:
Exploración
(Aum.) / Dism. inventarios
Depreciación
Cap-fee Convenios operativos
Importación/otros
(Ing.) / Costos financieros
Regalía
TOTAL
PRESUPUESTO
REAL
1999
4.452
1.560
103
0
560
312
585
846
1.586
8.444
3.300
1.601
72
2
437
392
698
622
1.819
7.342
VARIACIÓN
(1.152)
41
(31)
2
(123)
80
113
(224)
233
(1.102)
El presupuesto de gastos de la Corporación fue de MMMBs. 8.444 que incluye: Otros costos y gastos
(MMMBs. 1.560), Costos financieros (MMMBs. 846) y Regalía (MMMBs. 1.586). De este total se ejecutó
la cantidad de MMMBs. 7.342, equivalentes al 87% del plan, al 57% del total del presupuesto de la
Corporación y al 74% del real ejecutado.
La variación más significativa se observa en los costos operacionales cuyos desembolsos de MMMBs.
3.300 reflejan una subejecución de MMMBs. 1.152, equivalente al 26% del monto presupuestado que fue
de MMMBs. 4.452. Esta disminución se debió fundamentalmente a desfases y cancelaciones de actividades
con respecto al presupuesto original por efectos de recortes de producción; menor costo de materiales
por efecto de cancelación/diferimiento de programas de mantenimiento, que sólo se efectuaron a finales
del segundo semestre del año; menores gastos en servicios contratados por diferimiento/cancelación de
actividades de reparación de pozos, servicios a pozos y efecto paridad cambiaria.
■ APERTURA PETROLERA
• Convenios operativos
De un total de 35 convenios operativos, se revisaron 10 de ellos, a saber: Chevron, Repsol, Preussag, CNCP, Total,
Astra, Arco, Lasmo, Shell, Arco, Pérez Companc, Penzoil, British Petroleum (BP), Benton-Vincler, Maxus Venezuela
Ltd., Benton Oil & Gas, Compañía Occidental de Hidrocarburos, Samson, Tecpetrol International Inc. y Teikoko Oil
Company. Como resultado de esa revisión selectiva, se determinó que existen oportunidades de mejoras en las áreas de
medición y entrega de crudo, ventas y préstamos de materiales y optimización de activos. De igual manera, deseamos
resaltar lo siguiente:
34
E J E R C I C I O
A N U A L
F I N A L I Z A D O
– En el Convenio firmado por la exfilial Maraven con la empresa Chevron para la explotación del Campo Boscán,
no se determinó el nivel de producción base por encima del cual se pagará a la contratista el incentivo por
incremento de producción. No obstante, la exfilial pagó a la contratista, durante el primer año del contrato,
la cantidad de MMUS$ 10,2 por este concepto, sobre la base de un addendum, retroactivo a la fecha de la
firma del convenio, realizado por el vicepresidente de la exfilial, en donde se modifica el texto de la cláusula
que contempla el incentivo y se señala que Maraven conviene en pagar a Chevron incentivo por producción,
por el total de barriles producidos y transferidos a Maraven durante cada trimestre calendario.
– A nuestro juicio esta decisión afecta las bases de la licitación, ya que la empresa que resultó ganadora fue
aquella que ofertó el honorario de operaciones más bajo, entonces, si a este precio se le adiciona una cierta
cantidad de dólares por barril producido y entregado, se desvirtúa el proceso debido ya que se estaría incrementando el precio licitado en perjuicio de los otros oferentes. Aparte de desvirtuar el concepto de incentivo
por incremento de producción, descrito en el convenio.
– A pesar de que el procedimiento de contabilidad es el instrumento que determina si un desembolso es capitalizable
o está incluido en el honorario de operaciones, se ha evidenciado que las gerencias de convenios han aplicado
el procedimiento de capitalización de PDVSA para reintegrar gastos, que no son considerados capitalizables en
el procedimiento de contabilidad descrito en el contrato (MMMBs. 1,03 pagados a Pérez Companc).
• Control y seguimiento
a) Pérez Companc: Se observa debilidad gerencial en la administración de los convenios, que se manifiesta en el
retardo en recuperar los desembolsos efectuados por PDVSA a esta contratista: gastos de tratamiento de crudos
(MMBs. 554,1 de octubre 1997 a marzo 1998) recuperados el 18-08-98; tarjetas de comisariato (MMBs. 2.850,7)
desde diciembre 1996 a junio 1998, que en septiembre de 1998 no habían sido recuperados en su totalidad;
recepción de MMBl 3,5 de crudo fuera de la especificación establecida (0,5% de agua y sedimentos).
b) Benton-Vinccler: Se procesó el pago de honorarios de capital por MMBs. 6.150, sin revisión de la documentación de soporte de la facturación.
c) British Petroleum: Se procesó el pago de facturas de capital por MMUS$ 292,5 mediante revisiones aleatorias periódicas a la documentación de soporte en poder de la contratista. A septiembre de 1996 existían
facturas pendientes por cobrar de MUS$ 393,1 y MMBs 8,1; correspondientes al año 1995.
d) Shell de Venezuela: Al 25-02-97 no se habían facturado las tarjetas de comisariatos entregadas desde el
11-01-96 al 27-12-96 por un monto de MBs. 437.357,7.
• Situación financiera de los convenios operativos
MMBs.
REAL 1998
DESCRIPCIÓN
312.323
133.581
358,5
436,0
651.605
817
Costos Operación (Op-Fee)
Gastos (Cap-Fee)
Producción (MBD)
Potencial (MBD)
Inversiones
Divisas (MMUS$)
PRESUPUESTO 1999 REAL 1999
501.143
312.306
518,6
654,0
1.796.958
1.182
384.341
391.805
403,6
482,0
892.282
1.024
VARIACIÓN
(116.802)
79.499
(115,0)
(172,0)
(904.676)
(158)
Para el año de 1999, los honorarios de operación (Op-Fee) de los convenios operativos se situaron en MMBs.
384.341, lo que significó una disminución de MMBs. 116.802, con respecto al original presupuestado de MMBs.
501.143 y MMBs. 72.018 por encima del desembolso realizado de MMBs. 312.323 en el año 1998.
35
INFORME
DEL
COMISARIO
DE
PDVSA
•
AÑO
1999
En cuanto a los honorarios de capital (Cap-Fee) es de señalar que su desembolso fue de MMBs. 391.805, superior en MMBs. 79.499 al original presupuestado que fue de MMBs. 312.306, igualmente las erogaciones por este
concepto fueron de MMBs. 258.224 por encima de los desembolsos de 1998 que se situaron en MMBs. 133.581.
Los honorarios de operación se vieron afectados por el efecto de la recuperación de los precios del crudo,
lo que permitió que resultasen mayores niveles del máximo de honorarios dejando margen para los pagos
más altos por este concepto. Adicionalmente, durante el transcurso del año 1999 se presentó una revisión
presupuestaria por aumento de recursos hasta alcanzar un monto de MMBs. 388.594.
• Producción de los convenios operativos (MBD)
REAL 1998
DESCRIPCIÓN
PRESUPUESTO 1999 REAL 1999
85,0
124,0
150,0
359,0
0,0
359,0
0,0
359,0
4,37
Crudo Liviano
Crudo Mediano
Crudo Pesado
141,0
182,0
195,0
518,0
0,7
518,7
0,0
518,7
3,85
Sub-Total Crudos
Condensado
Sub-Total Producción
LGN
TOTAL
Costo Unitario US$/Bl
142,1
117,0
143,0
402,1
1,6
403,7
0,0
403,7
4,28
VARIACIÓN
1,1
(65,0)
(52,0)
(115,9)
0,9
(115,0)
0,0
(115,0)
0,43
En cuanto a los resultados operacionales del Programa de Campos Marginales, es de señalar que la producción
fue de MBD 403,7 para el año de 1999, y que representó MBD 115 menos que los MBD 518,7 contemplado en
el plan, y MBD 44,7 por encima del real de 1998 ubicado en MBD 359.
La disminución de producción fue a consecuencia de menor actividad por la incertidumbre, a comienzos
de año, de los bajos precios del petróleo, aunado al poco éxito obtenido en las actividades de perforación y
rehabilitación de pozos en el año 1998.
El costo unitario por barril producido fue de US$/Bl 4,28; US$/Bl 0,43 mayor que el estimado de US$/Bl
3,85 y US$/Bl 0,09 por debajo del costo de 1998 que fue de US$/Bl 4,37. Al contrastar estos valores con los logrados
mediante esfuerzo propio, encontramos que el costo de producción de la Corporación fue de US$/Bl 2,62; lo que
equivale a US$/Bl 1,66 menos del logrado en los convenios (US$/Bl 4,28) y si lo comparamos con el precio obtenido
por la Corporación en 1998 que se ubicó en US$/Bl 3,03; estaríamos refiriéndonos a una cifra equivalente a US$/Bl
0,41; por debajo de aquél.
• Asociaciones estratégicas
En cuanto al análisis de los aspectos operacionales y financieros de las asociaciones estratégicas y exploración a
riesgo y ganancias compartidas, a continuación indicamos los aspectos más resaltantes de la citada evaluación:
INVERSIONES CON TERCEROS (MMBs.)
REAL
1998
INVERSIÓN
ACUM. AL
31-12-98 PROYECTO
PPTO.
PDVSA
1999
REAL VARIAC. PLAN
SOCIOS
1999
REAL VARIAC.
FINANCIAMIENTO
1999
PLAN
REAL VARIAC.
91.928 112.683 Petrozuata 105.952 85.213 (20.739) 105.952 85.812 (20.140) 170.624 189.289 18.665
9.803 19.606
Sincor
0
0
0
0
0
0 1.058.832 709.834 (348.998)*
8.726 17.452 Cerro Negro 58.530 65.500 6.970 141.040 147.987 6.947
0
0
0
8.994
8.994 Hamaca
0 5.595 5.595
0 11.571
0
0
0
0
119.451 158.735 TOTAL 164.482 156.308 (8.174) 246.992 245.370 (13.193) 1.229.456 899.123 (330.333)
* Incluye préstamos de los socios. Financiamiento no incluye Flujo de Caja.
36
E J E R C I C I O
A N U A L
F I N A L I Z A D O
Las inversiones con terceros, realizadas por PDVSA, se ubicaron en MMBs. 156.308, lo que representa
MMBs. 8.174 menos de lo presupuestado Vs. MMBs. 245.370 desembolsados por sus socios, en los distintos
proyectos y que equivale a MMBs. 13.193 menos de lo planeado. Los desembolsos totales en divisas fueron
de MMUS$ 254, MMUS$ 15 menos de lo planificado.
En estas asociaciones se han producido modificaciones en las participaciones, al igual que en el
Programa Mínimo de Trabajo.
Impuesto Sobre la Renta y Regalía
Analizamos el Impuesto Sobre la Renta (ISLR) y la Regalía (Impuesto de Explotación) del sector petrolero
nacional de Petróleos de Venezuela S.A., desde el año 1995 hasta el año 1999, mediante un análisis de tendencia
y su incidencia en el rendimiento de PDVSA como generadora de ingresos para el Estado venezolano.
A continuación aspectos fundamentales del análisis:
• Impuesto sobre la renta
– En el siguiente gráfico se observa cómo los costos y gastos, que en el año 1995 fueron de MMMBs.
1.424, se fueron incrementando interanualmente hasta situarse en MMMBs. 6.827 en el año 1999.
– Asimismo, se muestra que la utilidad neta antes del ISLR para el año 1995 es de MMMBs. 1.151 y
durante los últimos cuatro años se comportó con alzas y bajas hasta situarse en MMBs. 4.080 en 1999,
las causas fundamentales fueron el aumento progresivo de los costos y gastos y la variación de los
precios del crudo en el mercado.
– El ISLR mantiene la tendencia que presenta la utilidad neta para el período, producto de las mismas causas.
8000
7000
5586
6000
6827
4712
5000
4000
Utilidad–ISLR
3864
4080
3000
2000
1000
0
Costos y gastos
5530
4986
ISLR
1860
1424
2746
2663
1946
1151
707
455
1995
1996
1997
1998
1999
Existe un reparo realizado por el Seniat por retenciones no efectuadas, por un monto de MMBs. 21.676.
El motivo del reparo es la falta de retención de ISLR en las notas de crédito que PDVSA emitió a favor de
sus empresas filiales por Casa de Compensación, para reconocer gastos previamente pagados por éstas a
terceros. No hubo pago de dinero efectivo ni por medio de cheques.
El supuesto incumplimiento de PDVSA, en su carácter de agente de retención y contribuyente del impuesto
sobre la renta, abarca el período comprendido entre el 1 de enero de 1994 al 31 de diciembre de 1996, determinándose a cargo de PDVSA, en la referida resolución culminatoria del sumario administrativo, cantidades
por concepto de impuesto sobre la renta con actualización monetaria, multas e intereses compensatorios y
moratorios, tanto en su carácter de agente de retención, como de contribuyente de dicho tributo.
– En Pequiven existen juicios tributarios pendientes de sentencia contra la filial Codequim, relativos
a reparos del Seniat (Región Capital), del año 1994 por MMBs. 107, correspondiente a deducciones
de impuesto no procedentes; y del año 1995 por MMBs. 590, por el mismo concepto.
37
INFORME
DEL
COMISARIO
DE
PDVSA
•
AÑO
1999
– Existen debilidades en el ambiente de control al mantener el módulo de retención de impuestos separado
del módulo de pagos del sistema SAP, ya que se producen frecuentes pagos a proveedores y contratistas
por el monto bruto de la facturación y posteriormente son manejados los impuestos. La retención
oportuna de los impuestos es una obligación cuyo incumplimiento genera sanciones de orden legal,
pudiendo ocasionar pagos por cantidades mayores por concepto de ISLR con actualización monetaria,
multas e intereses compensatorios y moratorios, tanto en su carácter de agente de retención como de
contribuyente de dicho tributo.
– En Petróleos de Venezuela S.A. no existe un procedimiento que permita efectuar un control y seguimiento
al proceso impositivo en cuanto a ISLR, regalía, IVA y municipales, en todos sus aspectos (retención, preparación de planilla y liquidación), los diferentes conceptos de impuestos que como empresa está obligada a
cumplir, así como el seguimiento a los reparos fiscales y del MEM que permanecen pendientes. Es necesario
establecer un buen ambiente de control en el sector impositivo, ya que esto permitiría fortalecer el sistema
de control de la Corporación.
– Asistencia Financiera Proesca.
Durante el ejercicio finalizado el 31-12-99, PDVSA proporcionó asistencia financiera a Productos Especiales
Proesca C.A. por un monto de MUS$ 14.026. Con esta asistencia financiera, la utilidad neta de Proesca antes
de ISLR se situó en MUS$ 18.576.
La asistencia financiera tiene un efecto fiscal en Proesca a su tasa nominal del 34%, de MUS$ 4.769. Si este
monto se hubiese dejado en PDVSA, a una tasa nominal de ISLR del 67,7%, hubiese pagado la suma de
MUS$ 9.496, lo que arroja una diferencia de MUS$ 4.727 que el fisco nacional dejó de percibir por concepto
de ISLR, como consecuencia de la asistencia financiera prestada.
– Asignación de Biserca como coordinadora de la Disposición de Activos no Productivos.
Con fecha 04-03-99 la Junta Directiva de PDVSA acordó, en Acta N° 99-07, nombrar a Bienes y Servicios
Biserca C.A. coordinadora del proceso de desincorporación de activos no productivos en el ámbito corporativo,
para lograr optimización fiscal y financiera.
Al cierre del ejercicio 1999 no aparece registrada en libros de esta empresa ninguna actividad relacionada con este
punto. Sin embargo, es necesario dejar sentado que la optimización fiscal que generaría efectuar la desincorporación
de activos a través de Biserca, se lograría por el diferencial de tasa nominal de ISLR aplicable a Biserca y PDVSA
(34% Vs. 67,7% respectivamente), lo que supondría un diferencial en el pago de impuestos del 33,7% que dejaría
de percibir la nación, por los beneficios que generarán en Biserca, la disposición y venta de los activos.
• Regalía (Impuesto de explotación)
El siguiente gráfico muestra cómo la regalía se mantiene en los mismos niveles durante los últimos cinco años,
con ligeras inflexiones, comparado con las grandes variaciones de los ingresos de la producción de crudos para
el período.
MMMBs.
12.000
10.000
8.000
Producción
Regalía
6.000
4.000
2.000
0
1995
1996
1997
38
1998
1999
E J E R C I C I O
-
A N U A L
F I N A L I Z A D O
El 7 de septiembre de 1999, el Ministerio de Energía y Minas, mediante la Resolución No. 1.009,
modifica la base establecida para el cálculo de los precios de referencia para efectos del cálculo
del monto a pagar por concepto de regalía, que consistió en excluir las ventas a compañías filiales
de PDVSA y dejar sólo las ventas a terceros, lo cual resultó en un incremento de MMMBs. 33,2 en
el último trimestre de 1999, el mismo fue registrado como gasto y cancelado al fisco nacional.
A continuación se muestra el efecto mensual del ajuste por la resolución:
IMPUESTO DE EXPLOTACIÓN. EFECTO DEL CAMBIO (MMBs.)
Meses
Convenios
Resolución 1009
Incremento
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Total
191.955
178.516
207.399
218.794
796.664
200.718
193.068
213.175
222.908
829.869
8.763
14.552
5.776
4.114
33.205
– Con fecha 7 de septiembre de 1999, el Ministerio de Energía y Minas, mediante la Resolución
1.012, decide que a partir de la medianoche del día 30-09-99 se restablecen legalmente los
centros de fiscalización en los campos de producción, bajo la fiscalización y supervisión del
Ministerio de Energía y Minas y de acuerdo con los resultados se hará una estimación de las mermas y de los consumos propios que no hayan sido fiscalizados, lo cual no se ha estimado para la fecha.
De todo lo expresado se concluye en la conveniencia de estudiar, como se viene planteando, la modificación
del régimen fiscal, a los efectos de garantizar que la participación fiscal del Estado venezolano esté menos vinculada
a los diversos procesos de la administración interna de PDVSA, especialmente el control de sus gastos.
■ DEMANDAS/LITIGIOS/DENUNCIAS/AVERIGUACIONES/CONTINGENCIAS
• Demandas
Durante el período bajo análisis se introdujeron en los tribunales del país veinte (20) juicios en
contra de Petróleos de Venezuela S.A., discriminados de la siguiente manera:
MATERIA
CASOS
MMBs.
CONTINGENCIA MMBs.
Laboral
Civil / Mercantil
Tributaria
Total
12
7
1
20
778
14.511
21.676
36.965
158
3.417
1.084
4.659
– En lo que respecta a las demandas laborales, el 60% (12) de las demandas introducidas en
el período de marzo de 1999 a febrero de 2000, tienen su origen en diferencias en el pago de
prestaciones sociales, pago de salarios caídos y calificación de despido.
La base de estas demandas es la interpretación que se hace de lo establecido en el Artículo
24 de la Ley Orgánica, en la cual se señala que “los trabajadores de la industria petrolera, con
excepción de los integrantes de las juntas directivas de las empresas, gozarán de estabilidad
en el trabajo y sólo podrán ser despedidos por las causales expresamente consagradas en la
legislación laboral”.
39
INFORME
DEL
COMISARIO
DE
PDVSA
•
AÑO
1999
Entre las causas que generan las demandas por diferencias en el pago por prestaciones sociales
se encuentran:
–
Complejidad y diversidad del formato de la planilla de liquidación utilizada. No existe un
modelo único y su contenido no resulta sencillo y claro a los fines de permitir una fácil
interpretación por parte de los jueces que procesan las demandas.
Durante el período 1996-1997 se creó un equipo interfilial para evaluar dicha planilla, y se llegó
a elaborar un modelo más sencillo, pero finalmente no fue aprobado.
–
Falta de disfrute oportuno de beneficios como vacaciones por parte de los trabajadores.
–
Falta de reconocimiento de los períodos parciales trabajados en distintas empresas petroleras, institutos autónomos, Ministerio de Energía y Minas, y otras instituciones públicas.
– Dentro de las demandas civiles destaca la presentada por un grupo de pescadores del Lago de
Maracaibo, que demandan el pago e indemnización de más de once millardos de bolívares (Bs.
11.000.000.000), por concepto de supuestos daños y perjuicios ocasionados a sus redes o aperos
de pesca. Cada uno de ellos discrimina los daños que le causaron los derrames petroleros en el
lago, a partir del mes de octubre de 1998 y señalan una serie de días en los cuales prosiguieron
los derrames de petróleo. La demanda fue presentada el 17-03-99 y admitida el 13-04-99. El
juicio se encuentra actualmente en la fase de contestación de la demanda.
– En materia tributaria un reparo realizado por el Seniat por retenciones no efectuadas, absorbe
el 58% (MMBs. 21.676) del total demandado. El motivo del reparo es la falta de retención de
ISLR en las notas de crédito que PDVSA emitió a favor de sus empresas filiales por Casa de
Compensación, para reconocer gastos previamente pagados por éstas a terceros. No hubo pago
de dinero efectivo ni por medio de cheques.
El supuesto incumplimiento de PDVSA, en su carácter de agente de retención y contribuyente del
ISLR, abarca el período comprendido entre el 01-01-94 y el 31-12-96; se determinó, a cargo de
PDVSA, en la referida resolución culminatoria del sumario administrativo, cantidades por concepto
de ISLR con actualización monetaria, muestras e intereses compensatorios y moratorios, tanto
en su carácter de agente de retención como de contribuyente de dicho tributo.
– Contingencia.
La provisión de reserva establecida con la finalidad de hacer frente a aquellos litigios cuyas
sentencias resulten en contra de la empresa, era para el período que nos ocupa de MMBs.
4.659 y el aporte que sirve de base para su determinación es un porcentaje que definen los
abogados encargados de cada caso y que estiman de acuerdo con el resultado esperado.
• Control de Pérdidas
Durante el período en estudio se reportan 564 casos concluidos de pérdidas de bienes de la Corporación en el territorio nacional, lo que representa un promedio mensual para el año de 51,3 eventos,
constituyendo los hurtos y contravención de normas el 60%. La distribución de ocurrencias por regiones
operacionales es la siguiente:
- La División de Exploración y Producción presentó el mayor número de acontecimientos con 327
(57,9%), localizados en Occidente 207, Oriente 106 y Barinas 14.
- La División de Manufactura y Mercadeo fue afectada por 145 sucesos (25,7%), distribuidos de
la siguiente manera: Puerto La Cruz 55, Centro 51 y Complejo Refinador 39.
- La División Servicios presentó un total de 83 casos (Area Metropolitana) para el 14,7% del total
nacional.
40
E J E R C I C I O
A N U A L
F I N A L I Z A D O
Durante el período estudiado, las pérdidas asociadas a los hechos investigados alcanzaron un gran
total de MMBs. 2.231, mientras que las recuperaciones estuvieron en el orden de los MMBs. 782,4, lo
que permite establecer una relación recuperaciones contra pérdidas del 35%.
El número de personal propio involucrado en estas desviaciones fue de 457, discriminado de la
siguiente manera: 5 Nómina Ejecutiva, 264 Nómina Mayor, 147 Nómina Menor y 41 Nómina Diaria.
Tales cifras muestran una tendencia al incremento en la participación de la Nómina Mayor en hechos
contrarios al patrimonio empresarial.
Es de resaltar que el personal obrero, excluyendo la Nómina Ejecutiva, es el menos involucrado en
ilícitos en contra de la Corporación.
Según la información que nos ha sido suministrada por la Unidad de Prevención y Control de Pérdidas,
se encuentran algunos casos de mucha significación no concluidos a la fecha.
• Averiguaciones administrativas
La Contraloría Interna abrió diferentes averiguaciones administrativas al 31-12-99 a PDVSA Petróleo
y Gas y sus empresas coordinadas que involucran un monto de MMBs. 2.955,7 y abarcan ilícitos tales
como: pagos por obras no realizadas, pagos por obras no contratadas, despachos de asfalto amparados
en órdenes de entrega de materiales presuntamente falsificados, suministro de repuestos de calidad
distinta a la establecida, etc.
Es importante destacar las irregularidades detectadas en la Gerencia de Materiales de La Salina
(División de Exploración y Producción) en la colocación y pago de órdenes de compra de materiales no
recibidos por un monto de MMBs. 1.774 lo que representa el 60% del total de MMBs. 2.955,7 de lícitos
detectados en PDVSA Petróleo y Gas.
Especial mención merece el caso de Deltaven, donde se detectaron irregularidades en la construcción
y remodelación de estaciones de servicios por un monto de MMBs. 2.507,20, lo que sumado a lo anterior
representa daños patrimoniales a la nación por MMBs. 5.462.
Están en proceso otras 21 investigaciones por presuntas irregularidades administrativas, y cuyo
perjuicio a la Corporación no ha sido cuantificado todavía.
■ LINEAMIENTOS DEL MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS
Se efectuó un seguimiento a las acciones y recomendaciones del Ministerio de Energía y Minas, en
cuanto al cumplimiento, por parte de PDVSA, de las políticas pautadas, y reparos en relación con la
liquidación y pago de las regalías, determinándose que tales lineamientos fueron atendidos oportunamente o están en proceso de reconocimiento.
• Aspectos fiscales
Regalía (Impuesto de explotación)
– El 7 de septiembre de 1999, el Ministerio de Energía y Minas, mediante la Resolución No. 1.009,
modifica la base establecida para el cálculo de los precios de referencia para efectos del cálculo
del monto a pagar por concepto de regalía, que consistió en excluir las ventas a compañías
filiales de PDVSA y dejar sólo las ventas a terceros, lo cual resultó en un incremento de MMMBs.
33,2 en el último trimestre de 1999, dicho incremento fue registrado como gasto y cancelado
al Fisco Nacional.
41
INFORME
DEL
COMISARIO
DE
PDVSA
•
AÑO
1999
A continuación se muestra el efecto mensual del ajuste por la resolución:
IMPUESTO DE EXPLOTACIÓN. EFECTO DEL CAMBIO (MMBs.)
Meses
Convenios
Resolución 1009
Incremento
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Total
191.955
178.516
207.399
218.794
796.664
200.718
193.068
213.175
222.908
829.869
8.763
14.552
5.776
4.114
33.205
Con fecha 7 de septiembre de 1999, el Ministerio de Energía y Minas, mediante la Resolución
No. 1.012, decide que a partir de la medianoche del día 30-09-99, se restablecen legalmente los
centros de fiscalización en los campos de producción, bajo la fiscalización y supervisión del Ministerio de Energía y Minas. De acuerdo con los resultados se hará una estimación de las mermas y de
los consumos propios que no hayan sido fiscalizados, lo cual no se ha estimado para la fecha.
A continuación detallamos el estado de los casos que están pendientes por resolver:
– Mediante oficio N° DEPH/DTF/010 del 11-02-2000, el MEM solicitó a PDVSA el pago del
impuesto de explotación correspondiente a las ventas del gas natural, efectuadas a los
clientes de Enelven, cuyos volúmenes provienen de las compras que hacía Maraven S.A. a
Lagoven S.A.
– Por comunicación N° DEPH/DTF/012 de fecha 11-02-2000, el Despacho de Energía y Minas
requiere el pago de un impuesto de explotación complementario, por concepto del gas natural
explotado en el Occidente del país y vendido, durante el período que se inició el 1º de enero
de 1998 hasta la fecha, mediante la aplicación de tarifas diferentes a las fijadas por el
Ministerio y sin tomar en cuenta que parte del volumen del gas natural en referencia ha
sido utilizado como combustible en las refinerías ubicadas en Paraguaná.
• Comentarios
Sobre ambos reparos, PDVSA Servicios solicitó, a las áreas operacionales, el envío de los informes
correspondientes al gas vendido y utilizado como consumo propio, con la finalidad de efectuar los cálculos necesarios para determinar el monto del impuesto a pagar y elaborar las planillas de liquidación
correspondientes.
– Correspondencia N° 1135 de fecha 22-10-99, mediante la cual se solicita el pago de la cantidad
de quince millones seiscientos noventa y tres mil ciento treinta y un bolívares con setenta y
cinco céntimos (Bs. 15.693.131,75), por concepto de reparo fiscal formulado por la Contraloría
General de la República el 07-07-79 a la empresa Lagoven S.A. que no ha sido pagado hasta
la fecha.
• Comentarios
Se está en espera del pronunciamiento de la Consultoría Jurídica de PDVSA Servicios, sobre
la procedencia o no del citado reclamo.
42
E J E R C I C I O
A N U A L
F I N A L I Z A D O
Oficio N° DA-DC-LR-348 de fecha 01-12-99, por el cual el MEM reclama el pago de la cantidad
de quince millones ochocientos setenta y cinco mil seiscientos cincuenta y ocho bolívares con
noventa céntimos (Bs.15.875.658,90), que adeuda la ex filial Corpoven S.A., por concepto de
intereses de mora liquidados el 23-06-97.
– A través de comunicación N° DEPH/DTF/014 de fecha 15-02-00, el Despacho de Energía
y Minas solicita el pago del impuesto al consumo por concepto de las existencias que se
encontraban en líneas, en tránsito, y en tanques de almacenamiento, de las plantas de distribución de los productos derivados de hidrocarburos destinados al mercado interno que
se ha estimado en la cantidad de trece millardos de bolívares (Bs. 13.000.000.000).
■ RECOMENDACIIONES DEL COMISARIO
En atención a lo expuesto en los apartes que comentan los aspectos administrativos y financieros
ocurridos o establecidos en el curso del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999, recomiendo
aprobar los estados financieros presentados por los administradores y, asimismo, impartir instrucciones para que sean resueltos los asuntos siguientes:
– Adoptar las medidas necesarias para que, en el ejercicio que finalizará el 31 de diciembre de 2000,
la información en bolívares para propósitos en Venezuela sea presentada según la normativa contable para países con problemas inflacionarios, con la finalidad de mejorar la relevancia de dicha
información.
– Complementar y profundizar los resultados obtenidos en las actuaciones relacionadas con
la documentación del proceso de cambio de administración, con la finalidad de adoptar los
correctivos necesarios y tomar las decisiones administrativas pertinentes, según lo detectado especialmente en las áreas de outsourcing, inversiones en el exterior, financiamientos
y convenios relacionados con la apertura.
– Informar a la Contraloría General de la República de los resultados obtenidos a los propósitos
institucionales previstos para los cambios de administración.
RAFAEL DARÍO RAMÍREZ CORONADO
Comisario Principal DE PDVSA
CPC 468
43
BALANCE GENERAL
Balance Patrimonial. Al 31 de diciembre de 1999.
ACTIVO
En millones de bolívares
Activo circulante
Efectivo y sus equivalentes
Efectivo Restringido
Documentos y Cuentas por cobrar
Cuenta corriente con filiales
Inversiones
Inversiones en filiales y aportes por capitalizar
Préstamos por cobrar a filiales
Activo Fijo
Propiedades, plantas y equipos, neto
Otros activos
TOTAL ACTIVO
500.582
139.071
12.188
520.309
1.172.150
7.374.360
353.690
7.728.050
2.406
621
8.903.227
PASIVO Y PATRIMONIO
Pasivo circulante
Cuentas por pagar a proveedores
Porción circulante de la deuda a largo plazo
Impuesto por pagar
Acumulaciones y otros
Pasivo a largo plazo
Deuda a largo plazo
Acumulación neta para indemnizaciones y jubilaciones
de los trabajadores
TOTAL PASIVO
Patrimonio
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO
55.084
197.497
28.287
1.582
282.450
323.765
5.365
329.130
611.580
8.291.647
8.903.227
ESTADO DE RESULTADOS
Balance Patrimonial. Año terminado el 31 de diciembre de 1999.
En millones de bolívares
INGRESOS
Participación en resultados de filiales
Porcentaje legal pagado por las filiales
Ganancia en cambios y otros
TOTAL INGRESOS
EGRESOS
Costos y gastos
Depreciación y amortización
Gastos de venta, administración y generales
Gastos de financiamiento
Gastos distribuidos a las filiales
TOTAL EGRESOS
Utilidad antes del impuesto sobre la renta
Impuesto sobre la renta
UTILIDAD NETA
1.854.028
288.438
176.655
2.319.121
532
190.900
180.054
(328.469)
43.017
2.276.104
(110.409)
2.165.695
44
ESTADO DE PATRIMONIO
Base Patrimonial. Años finalizados el 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997.
En millones de bolívares
GANANCIAS RETENIDAS (DÉFICIT)
Capital
Social
Reservas
Otras
Legales Reservas
No Distribuidas
(Déficit)
Ajuste Acumulado
por Traducción
Total
Patrimonio
Saldos al 31-12-1996
895.100
209.700
295.963
2.281.487
1.016.338
4.698.588
Aumento de capital social
385.000
—
—
(385.000)
—
—
Utilidad neta de 1997
—
—
—
3.229.056
—
3.229.056
Traspaso a reserva, neto
—
158.182
537.958
(696.140)
—
—
Dividendos
—
—
—
(1.000.000)
—
(1.000.000)
Ajuste por traducción
—
—
—
—
81.125
81.125
Saldos al 31-12-1997
1.280.100
367.882
833.921
3.429.403
1.097.463
7.008.769
Utilidad neta de 1998
—
—
—
1.361.971
—
1.361.971
Traspaso a reserva, neto
—
47.959
1.516.782
(1.564.741)
—
—
Dividendos
—
—
(455.000)
(1.322.000)
—
(1.777.000)
Ajuste por traducción
—
—
—
—
273.157
273.157
Saldos al 31-12-1998
1.280.100
415.841
1.895.703
1.904.633
1.370.620
6.866.897
Utilidad neta de 1999
—
—
—
2.165.695
—
2.165.695
Traspaso a reserva, neto
—
83.931
(10.144)
(73.787)
—
—
Dividendos
—
—
—
(1.000.000)
—
—
Ajuste por traducción
—
—
—
—
259.055
—
Saldos al 31-12-1999
1.280.100
499.772
1.885.559
2.996.541
1.629.675
9.032.592
45
ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO
Base Patrimonial. Año terminado el 31 de diciembre de 1999.
FLUJO DE EFECTIVO POR ACTIVIDADES OPERACIONALES:
Utilidad neta
Ajuste para conciliar la utilidad neta con el efectivo
neto proveniente de actividades operacionales:
Depreciación y amortización
Actualización cambiaria de deuda y arrendamientos financieros
Acumulación indemnizaciones y jubilaciones de los trabajadores
Pagos de indemnizaciones y jubilaciones de los trabajadores
Participación patrimonial en ganancias netas de filiales y afiliadas
Variación en ajuste acumulado por traducción
Variación neta en activos operacionales:
Documentos y cuentas por cobrar
Préstamos por cobrar a filiales
Gastos pagados por anticipado y otros
En millones de bolívares
2.165.695
532
84.160
9.320
(10.111)
(1.854.028)
259.055
(10.698)
4.609
77
Variación neta en pasivos operacionales:
Cuentas por pagar a proveedores
Impuesto por pagar, acumulaciones y otros
Cuenta corriente con filiales, neto
Efectivo neto proveniente de (usado en) actividades operacionales
10.998
(179.232)
1.467.538
1.947.915
FLUJO DE EFECTIVO POR ACTIVIDADES DE INVERSIÓN:
Adquisiciones de propiedades, plantas y equipos, neto
Efectivo restringido
Variación neta en inversiones y otros activos
Efectivo neto proveniente de (usado en) actividades de inversión
(155)
(139.071)
620.008
480.782
FLUJO DE ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO:
Aumento de la deuda
Pagos de deuda
Dividendos pagados
Efectivo neto proveniente de (usado en) actividades de financiamiento
EFECTIVO Y SUS EQUIVALENTES:
Variación neta del año
Saldo al principio del año
Saldo al final del año
117.809
(574.438)
(1.727.000)
(2.183.629)
245.068
255.514
500.582
INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA:
Desembolsos de efectivo para:
Intereses, neto del monto registrado como activos
Impuesto sobre la renta
Transacciones que no requieren efectivo:
Certificado de reintegro tributario aplicados:
Al impuesto sobre la renta por pagar
Al dividendo por pagar
86.688
212.449
13.977
727.000
46
SIGLAS Y ABREVIATURAS
BCV
BPD
BPLTD
Cap-Fee
CNCP
CRP
CVP
E&P
EE UU
EVAMP
FIEM
GNV
Intesa
Intevep
IRUP
ISLR
IVA
KW/h
MBAD
MBD
MEM
MMBl
MMBs
MMMBs
MMMUS$
MMUS$
MUS$
MTF
MW/H
NIC
OPEP
Op-Fee
PARC
PDV UK
PDVSA
ROCE
PDVSA VI
SAP
Seniat
TM
TM/h
TOP
US$/Bl
Banco Central de Venezuela.
Barriles de petróleo por día.
British Petroleum LTD.
Honorarios de capital, inversiones del contratista en bienes con vida útil superior a un año.
China National Petroleum Corporation.
Complejo Refinador de Paraguaná.
Corporación Venezolana del Petróleo.
Exploración y producción.
Estados Unidos de América.
Indicador de valor económico agregado a mediano plazo.
Fondo de Inversión para la Estabilización Macroeconómica.
Gas Natural Vehicular.
Información y Tecnología S.A., empresa mixta encargada de la informática en PDVSA.
Instituto Tecnológico Venezolano del Petróleo.
Proyecto de mejoramiento del margen de refinación de la Refinería Isla de Curazao.
Impuesto sobre la renta.
Impuesto al valor agregado.
Kilovatios por hora.
Miles de barriles de agua diarios.
Miles de barriles diarios.
Ministerio de Energía y Minas.
Millones de barriles.
Millones de bolívares.
Millardos de bolívares.
Millardos de dólares.
Millones de dólares estadounidenses.
Miles de dólares estadounidenses.
Honorario máximo total.
Megawatios por hora.
Normas Internacionales de Contabilidad.
Organización de Países Exportadores de Petróleo.
Honorarios de operación, gastos ordinarios incluidos en el precio ofertado.
Proyecto de Adecuación de la Refinería Cardón.
Filial de PDVSA en el Reino Unido.
Petróleos de Venezuela S.A.
Rendimiento sobre Capital Empleado.
Filial de PDVSA en las Islas Vírgenes.
Sistemas, aplicaciones y productos en el procesamiento de datos.
Servicio Nacional Integrado de Administración Aduanera y Tributaria.
Toneladas métricas.
Toneladas métricas por hora.
Mecanismo de decisión denominado “tomas o pagas”.
Dólares estadounidenses por barril.
47
Serie Conciencia Petrolera
Apertura petrolera: la gran estafa
Informe del Comisario de PDVSA 1999
Rafael Darío Ramírez Coronado
Informe del Comisario de PDVSA 2000
Rafael Darío Ramírez Coronado
El mito de la Orimulsión
Bernard Mommer
La internacionalización de PDVSA: una costosa ilusión
Juan Carlos Boué
Pensamiento petrolero del Presidente Hugo Chávez
Hugo Chávez Frías
La privatización petrolera en Venezuela
Alí Rodríguez Araque
48