COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS

Transcripción

1 JUAN CARLOS ZEPEDA MOLINA, ALMA AMÉRICA PORRES LUNA, NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO y HÉCTOR ALBERTO ACOSTA FÉLIX, Comisionado Presidente y Comisionados, respectivamente, integrantes del Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, con fundamento en los artículos 14, 16, 25, 26, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 1, 43, fracción I, inciso c), 44 y 47, fracción V, de la Ley de Hidrocarburos; 2, fracción I, 3, 5, 10, 11, 22, fracciones I, II, III, XXIV y XXVII y 38 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 1, 2, fracción III y 43 Ter Ley Orgánica de la Administración Pública Federal, y 10, fracción I, y 13, fracción IV, inciso a., del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, y CONSIDERANDO PRIMERO.- Que el 11 de agosto de 2014 se publicaron en el Diario Oficial de la Federación los decretos por los que se expiden las leyes de Hidrocarburos y la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así como aquél por el que se reforman, adicionan y derogan diversas disposiciones de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal. SEGUNDO.- Que a partir de la entrada en vigor de la Ley de Hidrocarburos y la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, se le confirieron nuevas atribuciones a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (en adelante, Comisión), entre las que se encuentran: I. Aprobar los planes de exploración o de desarrollo para la extracción de los asignatarios y contratistas. II. Emitir regulación respecto a las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, específicamente para la elaboración de los planes de exploración o de desarrollo para la extracción. TERCERO.- Que a la fecha de emisión de los presentes Lineamientos, esta Comisión no ha suscrito contratos para la exploración y extracción, por lo que Petróleos Mexicanos continúa siendo la única empresa productiva del Estado que a la fecha cuenta con asignaciones que le permiten realizar actividades de exploración y extracción de hidrocarburos. En este sentido, es imperante brindar certeza jurídica a Petróleos Mexicanos, quien como titular de una asignación deberá contar con la aprobación de la Comisión para ejecutar algún plan de exploración o el plan de desarrollo para la extracción. CUARTO.- Que en virtud de lo anterior, y a fin de que la Comisión cuente con los elementos necesarios para emitir un dictamen respecto de los planes de exploración o de desarrollo para Página 1 de 17

2 la extracción de las asignaciones otorgadas a Petróleos Mexicanos, resulta necesario que la Comisión establezca el contenido y formalidades que deberán cumplir dichos planes. QUINTO.- Que la Comisión, ejercerá sus funciones, procurando elevar el factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de petróleo y gas natural en el largo plazo, considerando la viabilidad económica de la exploración y extracción de hidrocarburos en el área de asignación, así como su sustentabilidad. SEXTO.- Que pertenece a la Nación la información geológica, geofísica, petrofísica, petroquímica y, en general, la que se obtenga o se haya obtenido de las actividades de exploración y extracción, llevadas a cabo por los asignatarios. En consecuencia, atendiendo al mandato legal y demás disposiciones antes señaladas, el Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, por unanimidad de votos, emite la siguiente: RESOLUCIÓN CNH.E /15 POR LA QUE LA COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS EMITE LOS LINEAMIENTOS POR LOS QUE SE ESTABLECEN LOS REQUISITOS Y EL PROCEDIMIENTO PARA DICTAMINAR TÉCNICAMENTE LOS PLANES DE EXPLORACIÓN O DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN, CORRESPONDIENTES A LAS ASIGNACIONES PETROLERAS. Capítulo I Disposiciones generales Artículo 1. Objeto. Los presentes Lineamientos tienen por objeto establecer los requisitos mínimos que deberán contener los planes de Exploración o de desarrollo para la Extracción que presenten los Asignatarios a la Comisión, así como el procedimiento mediante el cual la Comisión emitirá su dictamen técnico en términos del artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos. Artículo 2. Definiciones. En singular o plural, para efectos de estas disposiciones serán aplicables las definiciones de la Ley de Hidrocarburos, su Reglamento y la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, así como las que se establecen a continuación: I. Asignatario: Petróleos Mexicanos, a través de PEMEX-Exploración y Producción. II. Comisión: La Comisión Nacional de Hidrocarburos. Página 2 de 17

3 III. IV. Indicadores de valor: Expresión cuantitativa para medir el logro de los objetivos de los programas y un referente para el seguimiento de los avances y para la evaluación de los resultados alcanzados. Ley: Ley de Hidrocarburos. V. Lineamientos: Los presentes Lineamientos por los que se establecen los requisitos y el procedimiento para dictaminar técnicamente los Planes de Exploración o de Desarrollo para la Extracción, correspondientes a las asignaciones petroleras, aprobados mediante la Resolución CNH.E /15. VI. VII. VIII. Plan de Desarrollo para la Extracción: Programa de actividades petroleras e inversiones en un campo, con el objeto de lograr producción comercial regular o incrementar su producción de Hidrocarburos, incluyendo cualquier programa de recuperación avanzada. Plan de Exploración: Programa de actividades e inversiones que describe secuencialmente las tareas de Exploración para evaluar el potencial petrolero, los recursos prospectivos y la incorporación de reservas en un área determinada. Reglamento: El Reglamento de la Ley de Hidrocarburos. Artículo 3. De la interpretación y aplicación de los Lineamientos. Corresponde a la Comisión la interpretación y vigilancia de la aplicación de los presentes Lineamientos. Capítulo II De la información Artículo 4. De la presentación de la información. Los Asignatarios deberán presentar la información documental en archivos digitales editables, en forma de texto, tablas, gráficas o estadísticas. Asimismo, se requiere que toda información geográfica se entregue en formato Shapefile (.shp), referida al Datum ITRF08 época , incluyendo datos geográficos, referencias de ubicación y localización georeferenciada de cuencas, prospectos, sísmica 2D-3D, campos, pozos, infraestructura, y los demás datos que se consideren necesarios para el análisis y óptima ubicación. Página 3 de 17

4 Artículo 5. De la información en materia de Exploración. Para que la Comisión evalúe y resuelva sobre la aprobación de los Planes de Exploración y de la modificación de dichos planes, los Asignatarios deberán adjuntar a su solicitud, al menos, la siguiente información: A. Para la aprobación de nuevos Planes de Exploración: I. Información General: a. Resumen ejecutivo del Plan de exploración propuesto; b. Localización geográfica del área a explorar, con mapas de ubicación en superficie, coordenadas geográficas y batimetría o elevación del terreno según corresponda; c. Reseña de antecedentes de la exploración que describa las actividades realizadas y los resultados obtenidos, incluyendo la cobertura sísmica 2D-3D y los diferentes estudios exploratorios realizados: métodos potenciales, electromagnéticos, modelado geológico, evaluación de sistemas petroleros plays - prospectos exploratorios, reportes de la perforación de pozos exploratorios, delimitadores o de desarrollo, de campos petroleros, estimación de recursos prospectivos y estimación de reservas, y d. Mapa con la infraestructura de producción, de almacenamiento y de transporte de hidrocarburos existentes dentro de la Asignación y/o cercana a la misma. II. Información Geológica, Geofísica y geoquímica de soporte para el Plan Exploratorio: a. Contexto geológico con la descripción estratigráfica, sedimentológica, tectonoestructural y provincia petrolera; b. Columnas estratigráficas representativas de las áreas a explorar y de los prospectos exploratorios; c. Mapas de contornos estructurales de plays probados con localización de prospectos identificados; d. Líneas sísmicas o secciones extraídas de cubos sísmicos 3-D, representativas, en profundidad, de alta resolución e interpretadas, con ubicación de prospectos y/o pozos; las líneas deberán ubicarse en un mapa estructural; e. Ficha técnica de la información geofísica con que se cuente: superficie, ubicación de la sísmica adquirida, año de adquisición, procesamientos y reprocesamientos sísmicos, estudios gravimétricos, electromagnéticos, parámetros de adquisición y demás información que se considere relevante; f. Resumen, descripción y resultados de otro tipo de estudios exploratorios: métodos geofísicos, estudios geoquímicos, estudios de sistemas petroleros, Página 4 de 17

5 estudios de plays, estudios de prospectos exploratorios y delimitación de yacimientos; g. Documentos ejecutivos de los prospectos exploratorios identificados, incluyendo mapa de localización, línea sísmica representativa interpretada con la ubicación del prospecto e identificación de los objetivos, mapa estructural del objetivo principal con la ubicación de la línea sísmica, play(s) a explorar u objetivos geológicos, tipo de hidrocarburos esperados, tirante de agua o elevación del terreno, profundidad total programada, tipo de trampa, estimación de recursos prospectivos, probabilidades de éxito geológico y comercial; h. Secciones estratigráfico estructurales representativas con localización de prospectos y/o pozos; i. Resultados de evaluación de riesgo somero realizados previamente; j. Síntesis de sistemas petroleros integrando calibraciones geoquímicas y térmicas, y k. Mapas de riesgo por play. III. Plan de Exploración: a. Objetivos y alcances: i. Objetivos del Plan Exploratorio, y ii. Alcance del programa exploratorio multianual con las actividades exploratorias: reconocimiento y exploración superficial, estudios de exploración y evaluación del potencial petrolero en sitio, recursos prospectivos a nivel de plays y de prospectos exploratorios y, estimación de los volúmenes de reservas a incorporar. b. Descripción técnica: i. Cronograma de actividades; ii. Adquisición de información geofísica; iii. Procesamiento o reprocesamiento de información geofísica; iv. Estudios exploratorios: Interpretación sísmica, modelado geológico, estudios geoquímicos, evaluación de sistemas petroleros - plays - prospectos exploratorios; v. Programa de perforación de prospectos exploratorios, y vi. Proyecciones volumétricas de recursos prospectivos y de incorporación de reservas durante la vigencia de la Asignación. c. Opciones tecnológicas: Página 5 de 17

6 i. Identificación de retos tecnológicos; ii. Criterios de selección de tecnologías exploratorias, y iii. Descripción de alternativas tecnológicas a utilizar en el proceso exploratorio del área de asignación. d. Plan de inversiones: i. Inversiones en adquisición y procesamiento de información: sísmica, métodos potenciales, métodos electromagnéticos; ii. Inversiones en estudios exploratorios: Interpretación de información geofísica, estudios de sistemas petroleros, estudios de plays, estudios geoquímicos, estudios de caracterización de yacimientos, estudios geotécnicos, y iii. Inversiones en perforación de pozos exploratorios y delimitadores. e. Capacidades operativas: i. Capacidades técnicas: infraestructura tecnológica a utilizar; descripción de tecnologías maduras, nuevas o emergentes y justificación para su aplicación; ii. Capacidades financieras: inversiones para llevar a cabo todas las actividades descritas: adquisición y procesamiento de información, estudios exploratorios, pruebas de laboratorio, perforación de pozos exploratorios y delimitadores. Indicadores económicos: valor monetario esperado (VME), valor presente de la inversión (VPI), Relación VME/VPI, tasa interna de retorno (TIR), costo de descubrimiento, y iii. Capacidades de ejecución: recursos humanos especializados, organización y conformación de equipos de trabajo. f. Indicadores de desempeño histórico y de proyección, el cual deberá atender los formatos establecidos en el Anexo 1 de los Lineamientos: i. Antecedentes exploratorios: Información general, información de plays, información de pozos perforados, información de oportunidades, prospectos y localizaciones exploratorios, y ii. Plan de Exploración: Actividades físicas en exploración, recursos prospectivos a evaluar, indicadores económicos. g. Las demás que el Asignatario considere necesarias para que la Comisión evalúe y resuelva sobre la aprobación de los Planes de Exploración. B. Para la modificación de Planes de Exploración, los Asignatarios deberán remitir además de lo establecido en la fracción III del apartado A del presente artículo: Página 6 de 17

7 I. Comparativo de las modificaciones entre el Plan vigente y las modificaciones solicitadas; II. Justificación de la modificación; III. Sustento documental de la modificación; IV. Documentación soporte de la solicitud de modificación; V. Beneficios derivados de la modificación de los Planes de Exploración en términos técnicos, económicos, operativos y cualquier otro que se identifique, y VI. La demás que el Asignatario considere necesario para que la Comisión emita el dictamen respectivo. Artículo 6. De la información en materia de Extracción. Para que la Comisión evalúe y resuelva sobre la aprobación de los Planes de Desarrollo para la Extracción y de la modificación de dichos planes, los Asignatarios deberán adjuntar a su solicitud, al menos, la siguiente información: A. Para la aprobación de nuevos Planes de desarrollo para la Extracción: I. Datos generales: a. Antecedentes históricos, dentro de los cuales se deberán incluir la fecha de descubrimiento, principales características geológicas y de yacimientos, así como fecha planeada de inicio de producción; b. Asignación actual; c. Ubicación geográfica; d. Objetivo y alcance del Plan de Desarrollo para la Extracción, y e. Beneficios esperados del Plan de Desarrollo para la Extracción en términos técnicos, económicos, operativos y cualquier otro que se identifique. II. Descripción técnica del proyecto: a. Caracterización estática de yacimientos: deberá incluir la descripción de la columna geológica, modelo sedimentario, evaluación petrofísica y modelo geológico integral, tectónica regional, geología estructural, modelo geocelular integrado y cualquier otra información pertinente; b. Caracterización dinámica de yacimientos: deberá incluir estudios de fluidos con sus respectivos análisis de presión, volumen y temperatura (PVT), análisis especiales de núcleos, pruebas de presión-producción, comportamiento de pozo; Página 7 de 17

8 c. Modelo de yacimientos: con base en la caracterización estática y dinámica de yacimientos se deberá construir un modelo que permita reproducir y predecir el comportamiento presión-producción del yacimiento, preferiblemente mediante simulación numérica, o en su defecto detallar el modelo que se haya utilizado para obtener los perfiles de producción futuros que sustenten la reserva y la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción, y d. Volúmenes y reservas a nivel de campo y yacimiento los volúmenes originales: reservas certificadas y factores de recuperación a la fecha y finales, del Plan de Desarrollo para la Extracción propuesto deberán presentar a nivel de campo y yacimiento los volúmenes originales y a recuperar adicionales esperados, así como los factores de recuperación asociados. III. IV. Principales alternativas de extracción analizadas: a. Descripción de alternativas: metodología empleada para la identificación, opciones técnicas y estrategias de ejecución, estimación de producción, ingresos, inversión y costos, evaluación de alternativas, análisis de sensibilidad y costos, y b. Criterios para seleccionar la mejor alternativa (técnicos, económicos, operativos). Estrategia de desarrollo y producción: a. Descripción detallada del Plan de Desarrollo para la Extracción seleccionado, como actividades de perforaciones, su localización, reparaciones, la recuperación esperada, así como cualquier otro elemento considerado para el Plan de Desarrollo para la Extracción; b. Descripción general de las instalaciones para el manejo de producción que incluya diagramas de las instalaciones de producción (pozos, baterías, compresores, bombas, deshidratadoras) que se construirán, modificarán o actualizarán, diagramas de tubería e instrumentación (DTI s), diagramas de los elementos primarios, secundarios, terciarios y su conexión con las instalaciones de producción; c. Manejo y aprovechamiento de gas, que deberá incluir: i. El pronóstico de producción de gas asociado al aceite y la estimación de Gas Natural adicional no producido en el Área de Asignación que se requiera para la operación de los sistemas, ya sea por bombeo neumático, inyección al yacimiento; ii. El plan de acciones y programa de inversiones en instalaciones de apoyo para el aprovechamiento, conservación, transferencia o bien destrucción controlada del gas; Página 8 de 17

9 iii. iv. Un programa anual de mantenimiento de los equipos críticos para el aprovechamiento de gas, y La meta de aprovechamiento de gas anual para todo el horizonte, la cual estará conformada por el autoconsumo, uso en bombeo neumático, conservación, transferencia, gas natural producido y gas natural no producido pero utilizado en el Área de Asignación. d. Mecanismos de Medición, describiendo detalladamente los sistemas de medición correspondientes al Punto de Medición, considerando como tal el definido por el artículo 3, fracción XVII de la Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos, conforme a lo siguiente: i. Política de Medición del Asignatario; ii. Programas de implementación de los mecanismos de medición. Para ello, se presentará un cronograma de implementación de los procedimientos, manuales, guías, organigramas, programas de capacitación, entre otros, así como un programa referente a la construcción, actualización y modificación de los sistemas de medición; iii. Diagramas generales de instalaciones. Isométricos de la instalación de producción, que incluye pozos, baterías, compresoras, bombas, deshidratadoras, tanques de almacenamiento, ductos de recolección y sus sistemas de medición, incluyendo su ubicación; iv. Diagramas de los instrumentos de medición. Isométricos de los instrumentos de medición que incluye su conexión con las instalaciones de producción dentro del Área de Asignación; v. Procedimientos: v.1.procedimientos de mantenimiento de los sistemas de medición y sus instrumentos de medición; v.2.procedimientos para la confirmación metrológica; v.3.elementos que tendrán que ser consideradas para la elaboración del balance de hidrocarburos, desde el cabezal de los pozos y hasta el Punto de Medición; v.4. Procedimientos para calibración de instrumentos de medición; vi. Incertidumbre. Valor de incertidumbre existente en los sistemas de medición; vii. Programa de implementación de la Bitácora de Registro. Proyecto de mecanismo por el cual se llevará a cabo el registro, control y evaluación de las actividades relacionadas con la operación de los mecanismos de medición; Página 9 de 17

10 viii. Programa de auto verificación. Programa de actividades que llevarán a cabo los Diagnosticadores internos de medición; ix. Programa de auditorías externas; x. Responsable Oficial. Datos del responsable de las actividades de los mecanismos de medición en el área de Asignación; xi. Competencias técnicas. Evidencias de competencias técnicas del personal involucrado en la medición de hidrocarburos, incluyendo certificados, evaluación de competencias y cursos, entre otros, y xii. Costo-beneficio. El análisis del costo beneficio de los mecanismos de medición, en función a las inversiones y costos de operación relativos a la reducción o mantenimiento del valor de incertidumbres. e. Recuperación primaria, secundaria y mejorada; se deberán mencionar y detallar los principales mecanismos primarios de producción, así como los métodos de recuperación secundaria y mejorada visualizados en el Plan de Desarrollo para la Extracción, así como el sustento técnico para elegirlos; f. Tecnologías a utilizar: incluir matriz de tecnologías para yacimientos, pozos, instalaciones, mencionando el plazo, impacto y beneficios de aplicarse, y g. Plan de abandono: la metodología para definición del programa y la estimación de los costos para el taponamiento de pozos, la desincorporación de infraestructura, remediación de suelos y de post-abandono del pozo. V. Información económico financiera asociada al programa de desarrollo seleccionado: a. Premisas económicas que permitan evaluar un proyecto de inversión para actividades de Extracción de Hidrocarburos, tales como supuestos de precios con sus ajustes por calidad y costos de transporte y tasa de descuento considerada; b. Indicadores económicos, tales como valor presente neto a favor del Asignatario, valor presente de los ingresos del gobierno, valor presente de las inversiones, montos de las inversiones por año, costos por barril, costo de perforación, costos de abandono y tasa interna de retorno, y c. Análisis de sensibilidad y riesgos. VI. Documentación de capacidades operativas: a. Capacidades técnicas: infraestructura tecnológica a utilizar: descripción de tecnologías maduras, nuevas o emergentes y justificación para su aplicación; b. Capacidades financieras: programa de inversión para llevar a cabo todas las actividades descritas en el Plan de Desarrollo para la Extracción, y Página 10 de 17

11 c. Capacidades de ejecución: recursos humanos especializados, organización y conformación de equipos de trabajo. VII. VIII. Información y métricas de desempeño, el cual deberá atender los formatos establecidos en el Anexo 2 de los Lineamientos, los cuales contienen: a. Ficha Técnica; b. Producción; c. Reservas; d. Actividades; e. Económico-Financiero; f. Medición, y g. Aprovechamiento de Gas. Las demás que el Asignatario considere necesarias para que la Comisión evalúe y resuelva sobre la aprobación de los Planes de Exploración. B. Para los casos de modificaciones a los Planes de desarrollo para la Extracción vigentes, se deberá presentar, además de lo señalado en las fracciones II, III, IV, V, VI y VIII del apartado A del presente artículo, lo siguiente: I. Datos generales: a. Antecedentes históricos, dentro de los cuales se deberán incluir la fecha de descubrimiento, principales características geológicas y de yacimientos, fecha de inicio de producción, perfil histórico de producción de todos los fluidos del campo y yacimientos (aceite, gas y agua) así como de histórico de presión, evolución de reservas, técnicas de recuperación incremental implementadas, principales inversiones y análisis económico; b. Asignación actual y, en su caso, propuesta de modificación; mencionar los campos que están dentro del Área de Asignación y los campos que se consideran en la modificación. Respecto a la Asignación actual, mencionar a nivel de campo y yacimiento, las producciones acumuladas, producciones promedio y factores de recuperación finales, estado de los pozos perforados y terminados, así como el estado de las instalaciones para el proceso y manejo de la producción; c. Ubicación geográfica, en el cual se pueda distinguir y comparar el Área de Asignación actual con la propuesta de modificación, dicho mapa deberá incluir, de ser posible, los contornos del campo o campos incluidos en dicha Asignación, así como la extensión y coordenadas de los mismos; Página 11 de 17

12 d. Objetivo y alcance del Plan de Desarrollo para la Extracción; e. Razón por la cual se originó la modificación propuesta, y f. Beneficios derivados de la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción en términos técnicos, económicos, operativos y cualquier otro que se identifique. II. Comparativo de información y métricas de desempeño, el cual deberá atender los formatos establecidos en el Anexo 2 de los Lineamientos, los cuales contienen: a. Ficha Técnica; b. Producción; c. Reservas; d. Actividades; e. Económico-Financiero; f. Medición, y g. Aprovechamiento de Gas. Capítulo III Del procedimiento para la aprobación de planes y de su modificación Artículo 7. Del inicio del procedimiento. El procedimiento de evaluación y dictamen de un Plan de Exploración o de Desarrollo para la Extracción, o de su modificación, inicia con la solicitud de aprobación que presente el Asignatario a la Comisión. Artículo 8. Etapas del procedimiento. Previo a la emisión de un dictamen para la aprobación de un Plan de Exploración o de Desarrollo para la Extracción, o de la modificación de dicho Plan, la Comisión llevará a cabo lo siguiente: I. Verificación de suficiencia de información; II. Evaluación del Plan de Exploración o de Desarrollo para la Extracción, y III. Emisión del dictamen técnico respectivo. Artículo 9. Verificación de suficiencia de la información. En esta etapa la Comisión revisará y verificará que la solicitud presentada por los Asignatarios contenga los documentos solicitados en los artículos 4 y 5 o 6 de los presentes Lineamientos, según corresponda. Artículo 10. Prevención. En el supuesto de que el Asignatario no hubiere entregado la información requerida en los presentes Lineamientos de forma completa y a entera satisfacción Página 12 de 17

13 de la Comisión, la Comisión prevendrá al Asignatario por única ocasión para que en el término de 15 días hábiles contados a partir de que surta efectos la notificación respectiva, presente la documentación y/o información faltante. En caso de que la Comisión prevenga al Asignatario, el plazo para emitir el dictamen técnico se suspenderá y se reanudará a partir del día hábil inmediato siguiente a aquel en el que el Asignatario conteste. Lo anterior, de conformidad con el artículo 17-A, último párrafo de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo. Artículo 11. Evaluación de los Planes de Exploración o de Desarrollo para la Extracción. Una vez que la Comisión cuente con toda la información a que hace referencia los artículos 4 y 5 o 6 de los presentes Lineamientos, según sea el caso, la Comisión llevará a cabo la evaluación correspondiente. Durante la presente etapa, la Comisión podrá solicitar aclaraciones o ampliaciones de la información previamente otorgada por el Asignatario. Asimismo, podrá solicitar información adicional para verificar o hacer comparativos de la información contemplada en los artículos 4 y 5 o 6 de los presentes Lineamientos. Lo anterior, atendiendo a los principios de economía, eficacia, celeridad y buena fe que rigen la actuación administrativa, en virtud de que mediante dichas aclaraciones la Comisión contará con mayores elementos para emitir su dictamen. Artículo 12. Emisión del dictamen técnico. La Comisión emitirá el dictamen técnico respecto de la aprobación del Plan de Exploración o de desarrollo para la Extracción y sus respectivas modificaciones en un plazo que no excederá de 120 días naturales contados a partir que se cuente con suficiencia documental en términos de los presentes Lineamientos. Artículo 13. De la afirmativa ficta. De conformidad con el artículo 44, tercer párrafo, de la Ley, en el supuesto de que la Comisión no se pronuncie respecto de la solicitud de la aprobación de los Planes de Exploración o de Desarrollo para la Extracción en el plazo referido, dicha solicitud se entenderá en sentido favorable. Artículo 14. Causales de desechamiento. La solicitud presentada por el Asignatario podrá ser desechada por la Comisión sólo en el caso de que no sea desahogada en tiempo y forma la prevención referida en el artículo 10 de los presentes Lineamientos. Artículo 15. De las modificaciones a los planes aprobados. Los Asignatarios podrán solicitar modificaciones a los Planes de Exploración o de Desarrollo para la Extracción Página 13 de 17

14 aprobados en términos de los presentes Lineamientos. Dicha solicitud deberá contener al menos lo siguiente: I. Apartado del Plan de Exploración o de Desarrollo para la Extracción vigente, respecto del cual se solicita la modificación; II. Justificación de la modificación; III. Sustento documental de la modificación; IV. Documentación soporte de la solicitud de modificación de conformidad con lo solicitado en los artículos 5 y 6 de los presentes Lineamientos; V. Beneficios derivados de la modificación de los Planes de Exploración o de Desarrollo para la Extracción en términos técnicos, económicos, operativos y cualquier otro que se identifique, y VI. La demás que el Asignatario considere necesario para que la Comisión emita el dictamen respectivo. Artículo 16. Del procedimiento de aprobación de la modificación. La Comisión evaluará y resolverá la aprobación de la modificación al Plan de Exploración o al Plan de Desarrollo para la Extracción en un plazo no mayor a 60 días naturales conforme al procedimiento establecido en el presente Capítulo. Capítulo IV De la Evaluación y emisión del dictamen Artículo 17. Aspectos a evaluar. Los Planes de Exploración o de Desarrollo para la Extracción serán evaluados para determinar si son acordes con las características del Área de Asignación que se esté analizando. Entre los principales aspectos que evaluará la Comisión se encuentran la generación de un mayor beneficio para el Estado y en su caso, los comparativos de los indicadores clave entre el plan vigente y la propuesta de modificación. Asimismo, se tomarán en consideración los siguientes criterios: I. En relación con el Plan de Exploración: a. Exploración eficiente de la Asignación, considerando actividades, metas exploratorias, tiempos y las inversiones a erogar; b. La observancia de las mejores prácticas en la industria petrolera a nivel internacional, para todas las etapas del proceso exploratorio, tomando en consideración la utilización de tecnologías reconocidas por su capacidad de Página 14 de 17

15 resolución y de predicción. Lo anterior con la finalidad de reducir en lo posible la incertidumbre geológica; c. La incorporación de Reservas y la delimitación del Área de Asignación; d. Evaluación integrada de capacidades técnicas, financieras y de ejecución, y e. Evaluación de la suficiencia y consistencia de la información contenida en el Plan de Exploración. II. En relación con el Plan de Desarrollo para la Extracción: a. Análisis de los diversos escenarios posibles desde el punto de vista técnico y económico; b. Escenario ganador; c. La tecnología y el plan de producción que permitan maximizar el factor de recuperación, en condiciones económicamente viables; d. El programa de aprovechamiento de Gas Natural, el cual deberá cumplir con lo establecido en la regulación vigente; e. Los mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos en los términos de la regulación vigente, y f. Evaluación de la suficiencia y consistencia de la información contenida en el Plan de Extracción. Artículo 18. Del contenido del dictamen. Los dictámenes de la Comisión contendrán al menos, los siguientes elementos: I. Elementos generales del plan analizado por parte de la Comisión; II. En el caso de Planes de Exploración, análisis y comentarios a las: a. Actividades programadas; b. Inversiones programadas en el proyecto; c. Indicadores de valor del Plan de Exploración, y d. Pronósticos de incorporación de reservas. III. En el caso de Planes de Desarrollo para la Extracción, análisis y comentarios respecto de: a. Actividades programadas; b. Inversiones programadas en el proyecto; c. Perfiles de producción de aceite y gas; d. Rentabilidad; e. Aprobación de los mecanismos de medición; f. Establecimiento del Punto de Medición; g. Definición de los límites entre las instalaciones de recolección y su incorporación al sistema de transporte y almacenamiento; Página 15 de 17

16 h. Definición de auditorías externas en materia de medición de hidrocarburos y su frecuencia; i. La evaluación del programa de aprovechamiento del Gas Natural, y j. Indicadores de valor del Plan de Extracción. IV. Resultado de la evaluación y determinación de la Comisión, y V. Los demás que considere necesarios la Comisión, derivado de la evaluación realizada. Artículo 19. Seguridad industrial y medio ambiente. El dictamen que emita la Comisión se realizará sin perjuicio de las disposiciones que el Asignatario deba cumplir en materia de seguridad industrial y protección al medio ambiente, ante las autoridades competentes. Capítulo V Del pago por aprovechamientos Artículo 20. Del pago. Previo a la solicitud de aprobación que presenten los Asignatarios, se deberá llevar a cabo el pago correspondiente por concepto de aprovechamientos, autorizados por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público. Artículo 21. Del comprobante de pago. El comprobante de pago deberá remitirse a la Comisión junto con la solicitud y documentación a que hace referencia los presentes Lineamientos. TRANSITORIOS PRIMERO. Los presentes Lineamientos entrarán en vigor al día siguiente de su notificación a Petróleos Mexicanos a través de Pemex-Exploración y Producción. SEGUNDO. Se abroga la Resolución CNH /09, por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos da a conocer los Lineamientos Técnicos para el Diseño de los Proyectos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos y su Dictaminación, aprobada el 12 de noviembre de 2009, así como sus modificaciones. TERCERO. Para efecto del dictamen del Plan de Desarrollo para la Extracción correspondiente a las asignaciones cuya nomenclatura inicie con el prefijo AR- no serán aplicables los artículos 5 y 6 de los presentes Lineamientos. Página 16 de 17

17 CUARTO. La Comisión notificará a los Asignatarios los montos correspondientes y la forma de realizar los respectivos pagos. México, Distrito Federal, a 13 de marzo de COMISIONADOS DE LA COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS JUAN CARLOS ZEPEDA MOLINA COMISIONADO PRESIDENTE ALMA AMÉRICA PORRES LUNA NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO HÉCTOR ALBERTO ACOSTA FÉLIX Página 17 de 17