Las oportunidades de la Ronda Uno en México. Rodrigo Hernández Ordóñez Director General Adjunto de Administración del Sector Hidrocarburos

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1 Las oportunidades de la Ronda Uno en México Rodrigo Hernández Ordóñez Director General Adjunto de Administración del Sector Hidrocarburos 6 MARZO

2 POR QUE LA REFORMA? DISMINUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN A pesar del aumento en la inversión en exploración y extracción, la producción de petróleo se redujo de 3.4 millones de barriles por día en 2004 a 2.5 millones en ,600 3, Inversión en exploración y extracción (millones de pesos corrientes) 288, ,200 3,000 2,800 2, , ,400 2,200 26,000 Producción de petróleo (millones de barriles por día) , Precio de la mezcla mexicana de exportación (dólares por barril) Fuentes: Precio promedio anual de la Mezcla Mexicana de Exportación, PMI Comercio Internacional Producción: Base de Datos Institucional de Pemex, Inversión: Anuario Estadístico de Pemex, y Consejo de Administración de Pemex, febrero

3 Millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce) POR QUE LA REFORMA? DISMINUCIÓN DE LAS RESERVAS La caída en la producción de petróleo y gas natural se acompaña con una disminución del 28% en las reservas totales del país, de 1999 a ,000 60,000 58,204 Reservas Posibles Reservas Probables Reservas Probadas 10% probabilidad 50% probabilidad 90% probabilidad 50,000 40,000 44,530 42,158 30,000 20,000 10, Reservas 3P/ Producción (años) Reservas 1P/ Producción (años) Nota: Antes de 1998 no se aplicaban los criterios de la Securities Exchange Commission (SEC), por lo que no se cuenta con un desagregado de reservas por tipo. Fuente: Sistema Nacional de Energía, con información de Petróleos Mexicanos al 31 de diciembre de cada año. 3

4 LOS 5 PRINCIPIOS CONTENIDOS EN LA REFORMA CONSTITUCIONAL 1 PROPIEDAD DE LOS HIDROCARBUROS EN EL SUBSUELO ES DE LA NACIÓN. 2 LIBRE CONCURRENCIA Y COMPETENCIA ENTRE EMPRESAS DEL ESTADO Y PARTICULARES EN TODAS LAS ACTIVIDADES, TANTO EN EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN, TRANSFORMACIÓN, LOGÍSTICA Y ELECTRICIDAD, EN BENEFICIO DE LOS CONSUMIDORES. 3 FORTALECIMIENTO DE LOS ÓRGANOS REGULADORES, Y TRANSFORMACIÓN DE PEMEX Y CFE. 4 TRANSPARENCIA Y RENDICIÓN DE CUENTAS. 5 PROTECCIÓN AL MEDIO AMBIENTE Y EL FOMENTO DE LAS ENERGÍAS LIMPIAS. 4

5 PRIMERA CONVOCATORIA PARA LA LICITACIÓN DE CATORCE ÁREAS CONTRACTUALES EN AGUAS SOMERAS SEGUNDA CONVOCATORIA PARA LA LICITACIÓN DE CINCO ÁREAS CONTRACTUALES EN AGUAS SOMERAS 5

6 PRIMER CRONOGRAMA PROPUESTO 6

7 MAPA GENERAL DE ÁREAS PROPUESTAS RONDAS 7

8 ATLAS GEOLÓGICO Atlas geológico de las Cuencas del Sureste 100% de cobertura sísmica 2D y 3D, el equivalente a 70 cubos sísmicos. Información de 32 pozos exploratorios de correlación 8

9 CONVOCATORIA CNH-R01-C01/2014 PRIMERA CONVOCATORIA PARA LA LICITACIÓN DE CATORCE ÁREAS CONTRACTUALES EN AGUAS SOMERAS 9

10 PRIMERA CONVOCATORIA 14 Áreas de 116 a 500 km 2 Área total de 4,222 km 2 10

11 CONTRATO DE PRODUCCIÓN COMPARTIDA INCENTIVOS PARA ACELERAR LA RESTITUCIÓN DE RESERVAS E INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN Período máximo de 5 años para realizar la exploración. Compromiso mínimo de trabajo. Se prevé la perforación de por lo menos 26 pozos exploratorios en los próximos 36 meses en estos 14 bloques. Reducción gradual de áreas no desarrolladas. 50% del Área no desarrollada a los 3 años. 50% del remanente no desarrollado al 4º año. 100% del remanente no desarrollado al 5º año. Renta por km 2 del área de exploración. Incentivo para devolver áreas sin actividad exploratoria. 11

12 CONTRATO DE PRODUCCIÓN COMPARTIDA CARACTERÍSTICAS Modelo de contrato Estado Utilizado ampliamente a nivel internacional. Conocimiento de los costos de exploración y extracción, así como de la tecnología utilizada en aguas someras. Diseñado para proteger el interés del Estado, sin restar atractivo a los inversionistas. Recibe la producción y destina parte de ella para cubrir el costo de exploración y producción, y una ganancia razonable al contratista determinada en el proceso de licitación. Contratista Realiza las actividades de exploración a su cuenta y riesgo. Recibe pagos una vez iniciada la etapa de producción. 12

13 CONTRATO DE PRODUCCIÓN COMPARTIDA ETAPAS Exploración Desarrollo 25 años 2 Períodos adicionales 3 a 5 años hasta 22 años 5 años 5 años Período inicial de 3 años, prorrogable hasta 2 años Plan de Exploración Programa Mínimo de Trabajo Programa de Transferencia Tecnológica Programa de Administración de Riesgos Programa Anual de Trabajo En caso de descubrimiento geológico hasta 2 Programas de Evaluación (12 meses c/u) En caso de descubrimiento comercial: Plan de Desarrollo Actividades a realizar Programa de Transferencia Tecnológica Programa de Recuperación Avanzada Programa de Administración de Riesgos Programa Anual de Trabajo del periodo de Desarrollo Nuevo programa de Recuperación Avanzada acorde a la madurez del yacimiento Compromiso de inversiones adicionales relacionadas con el nuevo programa de Recuperación Avanzada 13

14 CALENDARIO DE LICITACIONES 14

15 CONVOCATORIA CNH-R01-C02/2015 SEGUNDA CONVOCATORIA PARA LA LICITACIÓN DE CINCO ÁREAS CONTRACTUALES EN AGUAS SOMERAS 15

16 SEGUNDA CONVOCATORIA 9 campos en 5 áreas contractuales: Reservas certificadas: 1P: 143 MMbpce 2P: 355 MMbpce 3P: 671 MMbpce Superficie: 42 km 2 a 68 km 2 16

17 RESERVAS Reservas certificadas de hidrocarburos y superficies de las áreas propuestas (Millones de barriles de petróleo crudo equivalente, al 1 de enero de 2014.) Área Contractual 1P 2P 3P Superficie (km 2 ) Amoca-Miztón-Tecoalli Hokchi Xulum Ichalkil-Pokoch Misón-Nak Total

18 CONTRATO DE PRODUCCIÓN COMPARTIDA ELEMENTOS CENTRALES DEL CONTRATO Modelo diseñado para incrementar la producción a corto plazo y para proteger el interés del Estado, esto sin restar atractivo a los inversionistas. Adjudicado mediante licitación pública internacional y suscrito por el Estado por conducto de la CNH. Define el porcentaje mínimo de contenido nacional y su programa anual de cumplimiento. Evaluación: 17%. Extracción: 25 a 35% en diez años. Establece obligaciones de seguridad industrial y protección al medio ambiente, en materia de administración de riesgos y seguros. Sujeto a reglas de transparencia sin precedente a internacional. nivel nacional e 18

19 CONTRATO DE PRODUCCIÓN COMPARTIDA ETAPAS Evaluación Desarrollo 2 Períodos adicionales 25 años 2 a 3 años hasta 23 años 5 años 5 años Período inicial de 2 años, prorrogable por 1 año Plan de Evaluación En el caso de notificación de continuación de actividades: Plan de Desarrollo: Programa Mínimo de Trabajo + Incremento ofrecido por el Contratista Contenido Nacional y Transferencia Tecnológica Programa de Administración de Riesgos Programa Anual de Trabajo Se podrá extender el Período Inicial a uno Adicional una vez que se cumpla el Programa Mínimo de Trabajo Programa de las Actividades a realizar en la totalidad del área contractual Información de Reservas y Producción Contenido Nacional y Transferencia Tecnológica Programa de Administración de Riesgos Programa de trabajo e inversión acorde a la madurez del yacimiento Compromiso de inversiones adicionales 19

20 CONTRATO DE PRODUCCIÓN COMPARTIDA INCENTIVOS PARA ACELERAR LA RESTITUCIÓN DE RESERVAS E INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN Período máximo de 2 años para realizar la evaluación, prorrogable a 1 año adicional. Compromiso mínimo de trabajo: Se prevé la perforación de por lo menos 9 pozos de evaluación en los próximos 24 meses en estas 5 áreas contractuales. Se establece en Unidades de Trabajo. Lo que se cuantifica son las unidades para distintas actividades realizadas. Brinda flexibilidad a las decisiones de operación. En caso de cumplimiento con la actividad, se cumple con el compromiso. Solo en caso de incumplimiento con la actividad, se penaliza con el costo estimado, con base en el precio del petróleo vigente. La variable de adjudicación se transforma en unidades de trabajo para su cumplimiento. Trabajo que se realice en el primer periodo de evaluación por encima del requerido se puede acreditar contra el periodo adicional. 20

21 CONVOCATORIA Y BASES DE LA SEGUNDA LICITACIÓN Capacidad técnica 1. Experiencia acreditable como Operador en el periodo a) Por lo menos tres proyectos de exploración y extracción, o b) Inversiones de capital en proyectos de exploración y extracción que en conjunto sean de por lo menos mil millones de dólares. 2. Haber sido el Operador en por lo menos un proyecto de extracción en aguas someras o en aguas profundas y demostrar producción mínima agregada de diez mil barriles diarios de petróleo crudo equivalente (Este nivel de producción debió ser alcanzado en promedio en cualquier año entre 2010 y 2014). 3. Contar con personal con al menos 10 años de experiencia gerencial y operacional en el manejo de proyectos de extracción en aguas someras o profundas. 4. Experiencia implementación y operación de sistemas de gestión de seguridad industrial y protección al ambiente, durante los últimos cinco años, tales como OHSAS 18001; ISO 14001; API RP75 e IGS. 21

22 CONVOCATORIA Y BASES DE LA SEGUNDA LICITACIÓN Capacidad financiera 1. Demostrar un capital contable de por lo menos mil millones de dólares, En caso de formar parte de un Consorcio, el Operador deberá demostrar por lo menos 600 millones de dólares. Alternativamente, demostrar que tiene: a. Activos totales con un valor de por lo menos 10 mil millones de dólares, y b. Una calificación crediticia de grado de inversión de acuerdo a las principales agencias calificadoras. Precalificación en la primera licitación Los precalificados en la primera licitación de la Ronda 1, en los supuestos técnicos 1, 3 y 4 se entenderán precalificados para esta segunda licitación, así como los precalificados respecto de los criterios financieros en la primera licitación de la Ronda 1. 22

23 CONVOCATORIA Y BASES DE LA SEGUNDA LICITACIÓN Acreditar procedencia lícita de los recursos o Como parte del proceso de precalificación se evaluará la procedencia lícita de los recursos con los que se financiarán los proyectos. La CNH se apoyará en la Unidad de Inteligencia Financiera de la SHCP. Aclaraciones y modificaciones a las bases o Por escrito a través de la página o Los interesados y licitantes se abstendrán de entrar en contacto con la CNH para obtener información o influenciar en el proceso de la misma. Buzón electrónico o Recibir los comentarios de la sociedad. Acto de apertura de propuestas o Transmitido en tiempo real por medios electrónicos (internet). o Participación de un fedatario público que dará fe de dicho acto. 23

24 CONVOCATORIA Y BASES DE LA SEGUNDA LICITACIÓN Publicación de la Convocatoria 27-feb jun jul ago-15 Apertura de propuesta y declaración de ganadores 30-sep feb feb-15 Primera etapa de aclaraciones. Acceso al Cuarto de Datos Segunda etapa de aclaraciones Precalificación 5-jun jun-15 Resolución del Órgano de Gobierno para adjudicación y Fallo 2-oct feb feb-15 Solicitud de acceso al Cuarto de Datos Periodo para pagar Inscripción y solicitar cita para precalificación 1-jun-15 Acceso al Cuarto de Datos 15-jun sep-15 Fecha límite de subscripción de contratos 6-nov feb-15 Recepción de documentos de precalificación 3-jul feb-15 Tercera etapa de Aclaraciones: Presentación y apertura de Propuestas, Adjudicación, Fallo y Contrato 12-ago-15 Primera publicación de las bases de licitación (Incluye modelo de Contrato) Publicación de bases actualizadas Publicación de lista de Precalificados Publicación de bases finales (Incluye Contrato Final) 24

25 CONVOCATORIAS POSTERIORES 25

26 SIGUIENTES PASOS Chicontepec y No Convencionales El potencial de recursos no convencionales en la Cuenca Tampico-Misantla resulta prometedor. Por lo tanto, se proponen bloques de 120 km2 en promedio. Éstos poseen un recurso prospectivo estimado de cerca de 8,927 mmbpce. El objetivo de la propuesta de áreas en esta región es el de promover la realización de proyectos de ciclo completo que aseguren la vinculación secuencial de la exploración caracterización perforación - desarrollo y producción intensiva de aceite y gas no convencionales, en periodos de tiempo acordes con los de la industria petrolera mundial en este tipo de proyectos. Los campos de Chicontepec propuestos en la Ronda Uno, incluyen áreas complementarias a los actuales Contratos Integrales de Exploración y Producción (CIEPs) de Pemex. Se busca generar sinergias entre Pemex, los actuales socios de los CIEPs y las potenciales empresas participantes en esta ronda. 26

27 SIGUIENTES PASOS Aguas Profundas: Área Perdido En el Área de Perdido se proponen 11 áreas a licitar que van de 224 a 409 Km2. Ocho de estas áreas se encuentran localizadas en la parte del Cinturón Plegado. El recurso prospectivo estimado en los bloques delimitados asciende a 1,591 mmbpce. Este sistema plegado está alineado con el mismo sistema donde se localizan los campos Baha, Trident y Great White en los Estados Unidos, y los pozos Trion-1, Supremus-1, PEP-1 y Maximino-1 en México. El sistema de fallas inversas y el fracturamiento asociado que afecta a las estructuras anticlinales considera rutas de migración que pueden facilitar la carga de hidrocarburos hacia los objetivos. Se consideran 3 bloques al oeste de esta área para evaluar trampas de hidrocarburos asociadas con la sal alóctona, donde se han identificado estructuras importantes de aceite ligero y gas húmedo. Los bloques propuestos en Ronda 1 se describen como estratégicos para continuar con la exploración en áreas prioritarias en esta región. El potencial petrolero garantiza la continuidad y sustentabilidad en la incorporación de reservas y la producción de hidrocarburos en el mediano plazo. 27

28 SIGUIENTES PASOS Aguas Profundas Sur Los bloques identificados para la Ronda Uno en la provincia de Cordilleras Mexicanas permitirá consolidar la región gasífera ya descubierta y continuar hacia la incorporación de reservas en aguas profundas de la Cuenca Salina, en donde existen buenas expectativas de encontrar hidrocarburos líquidos. Los bloques propuestos tienen una superficie de 390 a 960 km2, en función de la madurez de la exploración y de la profundidad oceánica en la región del Golfo de México. El recurso prospectivo estimado en los bloques delimitados asciende a 3,222 mmbpce. 28

29 SIGUIENTES PASOS No Convencionales en Cuenca de Sabinas El objetivo de la propuesta de áreas en esta región es promover la realización de proyectos no convencionales de gas, en periodos de tiempo acordes con estándares industriales en este este tipo de plays. El tamaño promedio de los ocho bloques propuestos es de 112 km2 y suman recursos potenciales de 142 mmbpce. 29

30 6 MARZO

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