Preliminar. Contratos Integrales de Exploración y Producción. 3ª ronda: Chicontepec

Transcripción

1 Contratos Integrales de Exploración y Producción 3ª ronda: Chicontepec Octubre 18 de 2012

2 Aviso legal El modelo preliminar aquí presentado ha sido aprobado por el Consejo de Administración de Pemex- Exploración y Producción (PEP); sin embargo, está sujeto a la aprobación del Consejo de Administración de Pemex. PEP sólo podrá convocar a un procedimiento de contratación y, en su caso, adjudicar un contrato bajo los términos propuestos en este documento, una vez que se hayan obtenido todas las aprobaciones y se hayan concluido los procedimientos requeridos en el marco normativo aplicable. La información contenida en este documento es propiedad de Pemex-Exploración y Producción, y es generada y divulgada exclusivamente para efectos promocionales, informativos y de referencia, con la finalidad de compartir con la industria petrolera y otros interesados algunas ideas y consideraciones iniciales con respecto a ciertos aspectos técnicos, económicos, legales y/o comerciales para el posible otorgamiento de un contrato para la ejecución de servicios para producción de hidrocarburos; así como para, en su caso, obtener retroalimentación de parte de los interesados. La información se entrega con carácter de "como está", y no implica asumir ninguna clase de obligación a cargo de PEP. PEP no asume responsabilidad alguna sobre la certeza y/o confiabilidad de la información, la cual ha sido elaborada solamente como referencia. PEP no garantiza que la información sea exacta, completa o útil; por lo tanto, PEP no incurrirá en responsabilidad alguna por daños, perjuicio o cualesquiera otras pérdidas de cualquier naturaleza, derivada por el uso de cualquier información contenida o referida en este documento. La información contenida en este documento, y todos los mapas referidos, los gráficos y los materiales se proporcionan solamente para la ayuda y la conveniencia de los interesados. La información está sujeta a modificaciones en cualquier momento a la sola discreción de PEP, sin incurrir en cualquier responsabilidad como resultado de tales modificaciones. La publicación de la información no implica compromiso alguno de convocar ni de aceptar los comentarios recibidos. 2

3 Contenido Antecedentes Áreas Modelo Licitación 3

4 Pemex Exploración y Producción Top 5 exportadores de crudo a Estados Unidos (mbd) 3,000 2,500 2,000 1,500 1, Canadá Arabia Saudita México Venezuela Nigeria 4 a nivel mundial como productor de crudo desde a nivel mundial como mayor exportador de crudo a Estados Unidos 13 en reservas de crudo, una posición fuerte considerando el crecimiento orgánico de la empresa 14 en ingresos, con más de $100 mil millones de dólares por ventas 4

5 Primera ronda de licitación, agosto 2011 Pronóstico de producción Miles de barriles diarios SANTUARIO MAGALLANES CARRIZO Inversión Millones de dólares 3 áreas: Magallanes, Santuario y Carrizo 53 bases vendidas 27 empresas como licitantes Contratos adjudicados a Petrofac y Schlumberger Inversión estimada de mil millones de dólares en los primeros seis años 5

6 Segunda ronda de licitación, julio bases vendidas a 31 empresas Área Empresa Producción de crudo estimada MBD Altamira Cheiron (Pico Petroleum) Arenque Pánuco Tierra Blanca San Andrés Arenque* Petrofac y Schlumberger Monclova Pirineos Gas y Alfasid Monclova Pirineos Gas y Alfasid Petrofac Inversiones de 3,300 MMdls en los primeros seis años Tierra Blanca Pánuco Altamira Inversión estimada MMUSD Arenque San Andrés 200 San Andrés Tierra Blanca 100 Altamira Pánuco

7 Contenido Antecedentes Áreas Modelo Licitación 7

8 Estrategia de ejecución en Chicontepec Pitepec Soledad Producción estimada Miles de barriles diarios Amatitlán Miquetla CIEP CIEP Humapa Miahuapan

9 Características de las áreas Área Superficie Producción acumulada Reservas 3P Recursos prospectivos Tipo de hidrocarburo (km 2 ) (mbpce) (mmbpce) (mmbpce) API Amatitlán Soledad , Humapa Miquetla , Miahuapan Pitepec La información de reservas corresponde al Terciario Los recursos prospectivos se refieren al Mesozoico Las áreas muestran alta materialidad 9

10 Contenido Antecedentes Áreas Modelo Licitación 10

11 Características fundamentales de los contratos Propiedad de los hidrocarburos. Pemex Propiedad de las reservas. Nación Pago. El contratista tiene derecho a la remuneración, sujeta a la entrega de producción a PEP; los pagos son en efectivo, no en especie. La remuneración reconoce los costos del contratista y la utilidad Propiedad de la infraestructura. PEP será el propietario de toda la infraestructura; el contratista tendrá derecho de usar la infraestructura para la ejecución de los servicios Área contractual. Reducción o extensión en función de los recursos Plazo, periodos e inversión. De acuerdo al límite económico de las áreas Obligación de trabajo. Determinable en función de las reservas 2P no desarrolladas, para cada año 11

12 Alcance Incluye la ejecución de todo lo requerido para la producción de hidrocarburos en el área El contratista invierte, ejecuta y entrega producción Obligación de trabajo predeterminada para cada una de las dos fases; garantías por el 100% de su valor Pago sujeto a la entrega de producción en los puntos designados El contratista entrega el plan de desarrollo, los presupuestos y programas anuales El contratista debe ejecutar todos los servicios cumpliendo con la experiencia y prácticas prudentes de la industria 12

13 Gobernanza Grupo directivo integrado por miembros de PEP y del contratista Revisión y acuerdo del plan de desarrollo, programas de trabajo y presupuestos Participa en casos de unitización, infraestructura conjunta y otros temas relevantes Resuelve diferencias técnicas y administrativas Crea subcomités: técnico, procedimientos financieros, subcontratación, etc. Resoluciones por unanimidad Posible participación de expertos independientes para solucionar diferencias técnicas Arbitraje 13

14 Premisas para el modelo económico Alineación de intereses entre PEP y los contratistas, mecanismos que incentiven el aumento de producción y eficiencia de ejecución Flujo neto positivo para Pemex en cada año Utilidades del contratista en función de su desempeño y no por circunstancias ajenas Aplicar y desarrollar tecnologías para el proyecto Aprovechar las experiencias de las primeras rondas Visión de un modelo internacionalmente competitivo 14

15 Chicontepec un proyecto diferente Flujo neto 0% MMMdls Ilustrativo Requiere inversiones constantes Capex Opex Ingresos Ingresos menos impuestos Flujo de 12% MMdls Perfil de producción con altas tasas de declinación en los primeros meses y bajas tasas en la segunda etapa Prácticamente sin producción base Periodo de recuperación de la inversión de alrededor de 10 años años Carga fiscal predefinida en función del precio (front-end loaded) Posibilidad de incremento del factor de recuperación de 7 a 15% Amatitlán Payout promedio CM-RS Soledad Payout promedio CM-RN 15

16 Modelo: elementos principales Pago con base en un porcentaje de recuperación de costos más utilidad Pago sujeto a producción y acotado por el ingreso disponible (neto de impuestos) Ajuste con base en la métrica VPN/b que permite: Una aplicación y seguimiento sencillo Reconocer el valor del dinero en el tiempo No inhibir inversiones adicionales Mayor producción o menores costos se traduce en mayor retorno y mayor valor para la inversión Establecer variable del licitación diferente a la tarifa por barril 16

17 Modelo Remuneración t = q t r t s t q t = producción, barriles s t = estimación de ingreso disponible en $/b (después de impuestos y margen de Pemex) r t = factor de ajuste, función del VPN/b; Valor máximo de 1; o fracción necesaria para alcanzar o mantener el VPN/b máximo 17

18 Régimen fiscal de Chicontepec Sobre ventas Sobre el resultado operativo y deducciones Límite de deducción Sobre excedentes Ring fencing Extracción: 15% Especial: 30% ó 36% si q acum > 240 mmbpce Mínimo: dls/bce 60% p Adicional 52% (p ) Sí Carga fiscal, dólares por barril Ingreso disponible (variable s) precio del crudo, dls/b

19 Flujo de efectivo disponible: valor s s t = min [ p, 0.654p] ; Q 240 mmbpce s t = min [ p, 0.642p] ; Q > 240 mmbpce p= API+h WTS API+h API Valor del promedio ponderado de gravedad WTS Spot, precio de referencia $/b Variable s h = 1, si API<34-1, si API>34 0, si API=34 Q = producción acumulada en el área a partir del 1 de enero de 2011 Nota: Los parámetros y se actualizarán en enero de cada año con base en el IPP de EUA precio, $/b Nota: El ejemplo gráfico corresponde únicamente a producciones acumuladas menores a 240 mmbpce. 19

20 Variable s y ajuste r Factor de ajuste r = expresión algebraica que establece el porcentaje en cada mes de los ingresos disponibles necesarios para alcanzar o mantener el VPN/b ofertado Considera un porcentaje de gastos elegibles, los ingresos recibidos, el VPN/b establecido y la tasa de descuento Flujos Millones de dólares Factor de ajuste r VPN/VPq 1 sq sqr año 20

21 Factor de ajuste r VPE t = Tarifa = tarifa por barril en valor presente VPQ VPE VPP i = valor presente de la producción (volúmenes acumulados y descontados) = valor presente de los gastos recuperables = valor presente de los pagos al contratista = tasa mensual de descuento Gastos Recuperables t = l t Gastos Elegibles t l Recuperación de gastos años 21

22 Gastos elegibles y gastos recuperables Gastos elegibles aquellos conceptos que están directamente vinculados a actividades aprobadas en los programas de trabajo y presupuestos Gastos recuperables es un porcentaje de los gastos elegibles ejercidos por el contratista y que fueron aceptados por PEP, con base en los procedimientos de registro financiero No incluyen: intereses, costos que excedan el valor de mercado, conceptos no considerados en programas de trabajo, ciertos gastos corporativos, gastos relacionados con multas, penalizaciones, etc. Todas las transacciones realizadas estarán sujetas a auditorías 22

23 Otros términos económicos Plazo de 35 años en tres periodos: Transición. 3 meses Inicial. 24 meses para evaluación y soluciones tecnológicas, con opción de 12 meses adicionales. Obligación de inversión. Desarrollo. La obligación de trabajo se determina en función de las reservas 2P no desarrolladas Reducción y ampliación de áreas. En función del potencial y del plan de desarrollo Abandono. Obligación de abandonar y fondearlo Desarrollo sustentable. Compromiso de acuerdo con programa definido Capacitación a personal de PEP Contenido nacional. Mínimo de 25% Garantías. Corporativa (obligaciones del contrato) y de cumplimiento (100% de la obligación anual) 23

24 Contenido Antecedentes Áreas Modelo Licitación 24

25 Precalificación Que el operador demuestre haber operado campos, preferentemente en yacimientos de baja permeabilidad y baja presión (o no convencionales)* Producción mínima 5 mbd Inversión mínima15 millones de dólares en proyectos de E&P Una certificación de seguridad, salud y protección ambiental del operador Dos calificaciones crediticias de la compañía o del consorcio, emitidas por dos calificadoras certificadas ante la CNBV Se exceptúa de la presentación de documentos de acreditación de producción, inversión, HSE y calificación crediticia a los licitantes que aparezcan en Petroleum Intelligence Weekly Ranks World s Top 50 Oil Companies Nota: requisitos de producción e inversión, sujetos a revisión 25

26 Adjudicación Adjudicación al licitante que obtenga el mayor índice Índice= w Tarifa menor Tarifa propuesta + 1-w Factor propuesta Factor mayor 100 w = ponderación de la tarifa por barril en valor presente Tarifa menor = valor mínimo de las propuestas de la tarifa por barril en valor presente Factor mayor = valor máximo de las propuestas de factor de incremento a la obligación de trabajo del periodo inicial y del periodo de desarrollo Donde: Tarifa > 0.00 ; Factor >

27 Ejemplo de adjudicación Tarifa ($/b) Índice C Índice B Índice A Ilustrativo w Tarifa mínima Factor máximo Tarifa prop. Factor prop. Índice C B A Prod. acum. Inversión Nota: w pendiente de definir Índice A > Índice B > Índice C Inversión 27

28 Calendario preliminar Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Modelo preliminar Prebases Proceso de licitación Talleres Visitas a las áreas Juntas de aclaraciones Precalificación Adjudicación El calendario está sujeto a las aprobaciones necesarias 28

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