Contratos Integrales EP Anexos 3, 6 y 15 y temas relacionados

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1 Contratos Integrales EP Anexos 3, 6 y 15 y temas relacionados 31 de mayo de 2011

2 Aviso La información que se comparte en estos talleres se distribuye exclusivamente con la intención de intercambiar algunas ideas y consideraciones iniciales con respecto a ciertos aspectos técnicos, económicos o legales que serán el objeto del otorgamiento de los contratos de servicio para la ejecución de servicios relacionados con la evaluación, desarrollo y producción de hidrocarburos. Para tales efectos, estos talleres no estarán sujetos a un protocolo, por lo que la información generada no constituye una oferta para presentar una propuesta o para otorgar cualquier contrato, para adquirir cualquier compromiso o servicio referido en este documento, ni implica asumir ninguna clase de obligación por parte de PEP. Los interesados podrán obtener asesoría independiente para la evaluación y revisión que juzguen convenientes, a través de sus propios expertos en materia impositiva, contable, financiera, comercial y/o cualquier regulación existente. La información se distribuye para fines promocionales con el objeto de obtener retroalimentación de la industria y otros interesados. La publicación de la información no implica compromiso alguno de convocar ni de aceptar las sugerencias recibidas. Por lo anterior, PEP no asumirá responsabilidades por deficiencias, inexactitudes o faltantes en la información que presente en dichos talleres. 2

3 I. Modelo económico II. Registro financiero III. Abandono y otros temas financieros 3

4 I. Modelo económico II. Registro financiero III. Abandono y otros temas financieros 4

5 Modelo general Tarifa por barril Flujo de efectivo disponible Incentivos Comentarios finales 5

6 Principios Derechos sobre hidrocarburos: producción y reservas propiedad de la Nación Contrato de servicios Remuneración a través de una tarifa por barril, usos de la industria y bajo un precio cierto Alineación de intereses Principios y premisas Premisas Incentivos al ahorro y a la producción Flujo de efectivo no negativo para Pemex Pemex predetermina los parámetros económicos, el modelo se cierra a través de una variable única de licitación: la tarifa por barril Asignación a través de licitación pública Términos y mecanismos generalmente aceptados por la industria petrolera 6

7 Fases y duración Fase Evaluación Desarrollo y producción Duración 2 max De 0 hasta 25 años Inversión mínima en actividades para probar técnicas para incrementar productividad Inversión mínima por un monto relacionado con la reserva a extraer en el área Alcance Área Programa mínimo de evaluación Dos posibilidades: Viabilidad de desarrollo: plan No viabilidad: terminación Plan de desarrollo, programas anuales de trabajo, presupuestos Obligación mínima de trabajo Trabajos de desarrollo Trabajos de producción Abandono Extensión Reducción voluntaria del área 7

8 Modelo económico Ingreso del contratista = producción x tarifa ($/b) gastos elegibles (+ producción base predefinida * 0.21 tarifa ($/b)) (+ manejo de producción exterior * 0.10 tarifa ($/b)) Barril en punto de medición Sujeto a: Flujo de Efectivo Disponible (FED): mecanismo que asegura que PEMEX cubra sus obligaciones fiscales y obtenga flujo no negativo después de impuestos La diferencia entre el monto a pagar y el FED se acarrea al siguiente año El límite económico, implícito en los términos contractuales, determina monto y plazo La producción base corresponde a la producción actual de las áreas con una estimación de la correspondiente declinación 8

9 Modelo económico, ejemplo Año1: Sísmica = 3 Perforación = 17 Estudios = 1 Workovers = 9 30 Opex = 10 Total = q1 (incremental) q2 (base) 4.3 q (mmbce) P = 76 usd/b Tarifa = 6 usd/b Gastos recuperables = 75% * 40 = % tarifa* producción base = 21% * 6 * 4.3 = 5.4 Tarifa* producción incremental = 6 * 2.4 = 14.4 Total = 49.8 En caso de que el FED no sea suficiente para cubrir el total, la diferencia será acarreada (carry forward) 9

10 Modelo general Tarifa por barril Flujo de efectivo disponible Incentivos Comentarios finales 10

11 Tarifa por barril La tarifa por barril será ofertada por los licitantes PEP tendrá, por su parte, precios de reserva máximos y mínimos El licitante con base en los términos y condiciones del contrato, la información técnica de las áreas, el modelo y los parámetros económicos define la tarifa por barril a ofertar 11

12 2004/ / / / / / /01 Ajuste de tarifa por inflación Se parte de una tarifa base Cada seis meses se aplicará un mecanismo de ajuste contra los efectos de la inflación Ajuste promedio semestral Índice para ajuste de costos % Precios productor 25% Perforación de pozos de crudo y gas 8% Hierro y acero 8% Diesel 5% Actividades de apoyo a operaciones de crudo y gas 4% Maquinaria y equipo para campos de crudo y gas Los índices empleados son publicados por el US Bureau of Labor Statistics Cada semestre, se calculará el promedio de los índices para los seis meses previos y se comparará con la base 12

13 % de la tarifa Ajuste por factor R Tarifa por barril con una pendiente decreciente continua Ajustes a la tarifa por barril con base en la relación entre ingresos acumulados y gastos acumulados La Tarifa por Servicios de Producción se ajustará de acuerdo con el factor de ajuste de la tarifa (FAT), de acuerdo con lo siguiente: R t t 1 i 1 t 1 i 1 Remuneraciones Gastos del contratista i i 100% 80% 60% 40% 20% Factor R FAT 0, % 1.5<R<2.5 Interpolación lineal R>=2.5 60% 0% Factor R 13

14 Factor R, ejemplo Tarifa = 6 usd/b Periodo (t) q (mmbce) Costo (mmusd) 75% gastos elegibles (mmusd) Tarifa*q (mmusd) Total Para t=11 factor R 10 Remuneraciones i i Gastos i Ajuste a la tarifa 11 60% 100% ( ) 100% % Tarifa *

15 Ajuste a la tarifa, ejemplo Flujos acumulados (MMdls) Factor R Caso base Cost Remuneration Caso VPN/VPI Base 29% q 56% Producción, mismo costo Ajuste a la tarifa (%) Cost Remuneration

16 Ecuación del proxy del precio p = [ API ] * WTS API 6.03 $/b Istmo (33.4 API) Histórico Calculado WTS $/b Maya (21.8 API) Histórico Calculado WTS WTS = promedio de las cotizaciones alta y baja del West Texas Sour del mes anterior al mes correspondiente al cálculo, publicadas por Platts Crude Oil Marketwire empleando Midland como lugar de referencia, en dólares Los grados API se determinan con base en información disponible o, en su defecto, en la primera producción. 16

17 ene-00 ene-01 ene-02 ene-03 ene-04 ene-05 ene-06 ene-07 ene-08 ene-09 ene-10 ene-11 Términos del gas Tarifa por servicios de producción de gas en usd/mpc = 1/16 tarifa por servicios de producción en usd/b A partir de 2012, el factor de equivalencia se modificará anualmente con el promedio del cociente de los precios del WTS y el Henry Hub de los dos últimos años Relación WTS/HH P gas P WTS P gas = Precio de gas (usd/mpc) P WTS = Precio de WTS (usd/b) Real Promedio anual La equivalencia del gas con respecto al aceite queda definida en términos económicos en lugar de emplear una equivalencia calorífica 17

18 Modelo general Tarifa por barril Flujo de efectivo disponible Incentivos Comentarios finales 18

19 Régimen fiscal para campos maduros A partir de 2011, aplica un régimen especial para una parte del volumen de producción de los campos marginales enumerados en la Ley Federal de Derechos (LFD). Este volumen fue definido por SHCP en función de la reserva 1P y la producción actual de cada campo. Las áreas por licitar contienen campos que pertenecen tanto a este régimen, como al régimen general Generalización General Especial Sobre los ingresos brutos 10% 15% 52% sobre (P-60)q Sobre ingresos menos deducciones 71.5% 30% Cost cap 6.5 usd/b 32.5 dls/b Aplica Para producción por encima de un valor predeterminado por SHCP en función a la reserva 1P de 2010 Para definir un FED que refleje ambos regímenes es necesario plantear un promedio ponderado de ambos en función a la producción 19

20 Aplicación de régimen fiscal para campos marginales La producción sobre la que aplicará el régimen general será determinada como el volumen obtenido conforme a la siguiente fórmula: Si Si 0.9* pce *10 reservas 1P, 0.9* pce *10 reservas 1P, Pba t = perfil 1P t Reserva 1P cuando cuando t 10, pba t 10, pba pba perfil 1 t t 0.9* pce 0 t P t Ilustrativo Pba t = 0.9*pce*10 90% Producción *10 90% Producción *10 Reserva 1P 20

21 FED, base para construir el promedio ponderado Régimen general, dólares por barril Precio, $/b Régimen especial, dólares por barril El FED es una estimación de los ingresos brutos que genera el proyecto menos los impuestos a pagar por PEP Los impuestos a pagar se pueden expresar como una función del precio del crudo; por lo tanto, el FED por barril se puede expresar también como una función del precio Precio ($/b) 21

22 FED, formulación % Z z I z F precio, $/b FED pqz Promedio ponderado de los regímenes que aplican al área z z F ( 1 ) z I Ponderador de aplicación del régimen general a partir de la producción determinada por SHCP 22

23 FED, ejemplo Para un periodo t: Q F = 3.2 mmbce (1) WTS = 80 usd/b p = 76 usd/b (2) API = 33 z z F I Q F q q (mmbce) z z F ( 1 ) z I FED ( mmusd ) p q z q (mmbce) q (mmbce) (1) Contractualmente establecida: no corresponde a la producción base, sino a la definida por SHCP en la LFD (2) El precio del crudo producido se estima a partir de los grados API y de un precio de referencia internacional 23

24 Modelo general Tarifa por barril Flujo de efectivo disponible Incentivos Comentarios finales 24

25 Modelo, ejemplo 1. Caso base Producción: 10 MB Costos totales: $180 Ingreso/costo = Menores costos: -25% de Capex Producción: 10 MB Costos totales: $155 Ingreso/costo =

26 Modelo, ejemplo 1. Caso base Producción: 10 MB Costos totales: $180 Ingreso/costo = Mayor productividad: 20% Producción: 12 MB Costos totales: $180 Ingreso/costo =

27 -60% -40% -20% 0% 20% 40% 60% 80% -80% -60% -40% -20% 0% 20% 40% 60% 80% 100% Incentivos SI flujo de efectivo ahorro VPN contratista ante cambios en costos 75% CR 100% CR Base Ahorro Base Ahorro VPN Tarifa Producción Capex + Opex Pago costos FE AI Impuestos (30%) FE DI % CR 100% Fee Savings Index: d utilidad /d ahorro VPN ante cambios en producción VPN Parte del ahorro va directo a utilidad A menor porcentaje de recuperación de costos, mayor incentivo al ahorro A menor producción o mayores costos, el contratista no asume todo el downside producción 75% CR 100% Fee 27

28 Modelo general Tarifa por barril Flujo de efectivo disponible Incentivos Comentarios finales 28

29 Elementos para la toma de decisiones Fórmula de flujo de efectivo disponible Parámetros predefinidos Porcentaje de recuperación de costos Factores de ajuste a la tarifa Fórmula de precios del crudo Producción base Porcentaje de la tarifa para producción base Equivalencia económica gasaceite Plazo sujeto a límite económico Obligación mínima de trabajo Obligaciones de capacitación y desarrollo sustentable Tarifa Tarifa($/b) $/b Única variable a definir por el licitante Modelo Análisis del licitante Paquete de información Potencial esperado de las áreas Perfil de producción Costos Precios Resultado esperado del caso de negocio 29

30 Comentarios finales Alineación de intereses: incentivos a la producción y el ahorro Contiene factores que lo mantienen vigente en el mercado, manteniendo además un equilibrio entre las partes Lenguaje en términos generalmente aceptados en la industria Flexibilidad de ejecución monto, plazo- en función a límite económico 30

31 I. Modelo económico II. Registro financiero III. Abandono y otros temas financieros 31

32 Recuperación de costos Control del gasto Criterios de registro financiero 32

33 Recuperación de costos En todo el mundo se llevan mecanismos de recuperación y control de costos, independientemente del esquema petrolero que se siga, a la fecha, la excepción es México En las concesiones el control detallado se lleva para la deducción de impuestos En los PSC y en los contratos de servicios hay una recuperación del 100% de los costos, todo sujeto a reglas explícitas Los CIEP incluyen en su Anexo 6, el detalle de los gastos elegibles a ser recuperados en un 75% Estas reglas se desarrollaron con base en la práctica internacional y fueron ampliamente discutidas en los Consejos de Administración Se decidió que el porcentaje de recuperación fuera inferior al 100% para generar en el contratista, un incentivo al ahorro Referencia: Anexo 6 numeral 2.3, Anexo 3 numeral 3 33

34 Estándares y prácticas en la industria En general, en la industria, la recuperación de costos es por lo menos del 100% y los límites se establecen sobre el monto máximo por reembolsar cada año, el excedente se considera para su pago en períodos futuros (127% exploración en DW, Timor Gap-Zoca) En ocasiones, de no cubrirse el total de los costos en un período determinado, éstos se actualizan o el porcentaje se incrementa (Angola, PSC bloques 1 y 22) En algunos contratos, las reglas de depreciación (porcentajes o sliding scales) son diferenciadas por: tipo de gasto: exploración, desarrollo, inversiones específicas, OPEX por profundidad en la perforación (Angola, PSC bloque 22) antes o después del payout (Honduras PSC) No obstante, el reembolso total de gastos -administrativos, técnicos, de serviciospuede estar acotado a cierto porcentaje de costos de exploración o desarrollo, por ejemplo. (Angola, PSC bloque 22; Benin, Tarpon PSC; Trinidad y Tobago, Talisman) 34

35 Criterios económicos básicos La recuperación de costos: tolera cierto grado de incertidumbre La recuperación parcial: permite la alineación de intereses al generar incentivos al ahorro a través de un saving index positivo evita el gold plating utilidad SI ahorro 0 genera incentivos a la producción, al incluir un pago por barril Un esquema sin recuperación de costos: trae implícita una mayor prima de riesgo no resiste incertidumbre- no vierte beneficios a Pemex ante eficiencias del contratista

36 Aspectos prácticos Un esquema con recuperación de costos implica por definición, mayor transparencia Es recomendable que : Los costos de desarrollo y los costos de operación, incluso los de recuperación mejorada y abandono, se reembolsen bajo las mismas reglas, pues de otra manera se generan incentivos a un registro desbalanceado de los costos se traduce en altos costos de supervisión se requieren mecánicas de prorrateo de costos comunes El reembolso de costos generales y el overhead esté sujeto a reglas Ciertos costos no sean elegibles 36

37 Recuperación de costos Control del gasto Criterios de registro financiero 37

38 Mecanismo de control del gasto Elementos explícitos de control para la recuperación de gastos Participación de Pemex en el consorcio (Bases de Licitación) Aprobación anual de programas de trabajo: presupuesto, actividades y pronóstico de producción (Cláusula 10, 11 y 12) Definición de gastos elegibles (Cláusulas 1 y 11, Anexo 6) Evidencia del gasto y la ejecución de los trabajos (Cláusula 10,11 y 12 y Anexo 6) Emisión de un certificado de gastos recuperables (Anexo 6) Lineamientos de la OCDE para gastos de compañías relacionadas (Cláusula 22) Criterios para rechazar gastos: no presupuestado, gastos financieros, fuera de mercado, inconsistente con subcontratos, exceso sobre el máximo (Anexo 6) Obligación de registrar en sistemas de Pemex (Anexo 6) Auditorías de Pemex o terceros (Cláusula 11, Anexo 6) Rescisión por evidencia falsa o incumplimiento en el procedimiento de registro (Cláusula 22 y, Anexo 6) 38

39 Procedimientos de registro financiero Tienen por objeto definir la manera en que los Gastos Elegibles serán: Presupuestados y registrados Reportados a PEP Verificados y aprobados por PEP Calificados como Gastos Recuperables Se adoptarán mecanismos adecuados de control de gastos y se implementará un sistema informático para el registro, control y reporte de los mismos en la cuenta operativa El anexo 6 da certidumbre sobre el registro y control de todos los Gastos Recuperables Los sistemas y mecanismos de registro y control aseguran que los procedimientos e informes sean confiables y auditables en cualquier parte del proceso Los informes y reportes generados por los mecanismos de registro y control permiten la transparencia en la ejecución de los contratos Referencia: Anexo 6 39

40 Cuenta operativa Registro contable en el que se reflejan los gastos elegibles. Gastos no registrados en esta cuenta no pueden ser considerados para el pago Taxonomía: gastos de evaluación, desarrollo, producción y asociados a un programa de recuperación mejorada. En el anexo 6 se caracteriza de manera general cada grupo Reglas claras para su integración, entre ellas: Los servicios del contratista o compañías relacionadas no deben incluir utilidad. Los correspondientes a subcontratistas deben reflejar el monto efectivamente pagado Deben registrarse ingresos por patentes, indemnizaciones, ventas, devoluciones, seguros, arrendamientos, así como los ajustes resultado de auditorías Cualquier disposición de material debe registrarse Cada mes, el contratista debe entregar un informe del estado de la cuenta operativa PEP directamente o a través de terceros- puede revisar, inspeccionar, auditar, cuestionar o impugnar la cuenta operativa El contratista debe permitir acceso a la información de compañías relacionadas El soporte de la información cargada a la cuenta operativa debe mantenerse disponible en México- durante 6 años 40

41 Proceso de recuperación de costos Programa y presupuesto Registro Reporte Verificación Aprobación Cálculo de remuneración El contratista programa y presupuesta PEP aprueba Definición de qué sí es y qué no es un gasto elegible Reglas de ajuste Taxonomía de costos predefinida Reglas de asignación de gastos: por producto; precios de mercado; porcentajes máximos de overhead, materiales usados El contratista registra en la cuenta operativa evaluación desarrollo Producción El contratista Considera reporta a PEP a auditorías través de un sistema informático y un conjunto de reportes: informe de gastos elegibles y cuenta operativa Fechas definidas de entrega Gastos recuperables Referencias: Anexo 6, numeral 3, Cláusula 11.1 (programa y presupuesto); A6 numeral 4, cláusula 11.4 (registro); A5 numeral 5 (informes); A6 numeral 7, 41 cláusula 11.6 (verificación); A6 numeral 8 (certificado)

42 Proceso de programación, presupuestación, ejecución, supervisión y pago Contratista Elabora Programa y presupuesto PEP Revisa y aprueba Contratista Presenta programa y presupuesto PEP Revisa, aprueba y/o rechaza Contratista Ejecuta PEP Supervisa Contratista Entrega barriles y evidencia PEP Revisa y evalúa PEP Aprueba o rechaza y calcula PEP Paga Contratista Recibe pago en efectivo por servicios PEP Comercializa la producción 42

43 Gastos elegibles y no elegibles, ilustrativo Elegibles No elegibles Gastos de inversión y operación necesarios que se traduzcan en beneficios para el proyecto. Según definición del Anexo 6 Antes/después de fecha efectiva /terminación Relacionados con la convocatoria o negociación Impuestos Financiamiento Pérdidas por coberturas o derivados Por arriba del precio de mercado Actividades no descritas en un PAT o presupuesto aprobado por PEP Incumplimiento del contrato Overhead que exceda 0.25% del presupuesto Sobrecosto, prima o bono pagado entre empresas participantes No registrados en la cuenta operativa o sin respaldo documental Penalidades, multas o sanciones Donaciones, aportaciones o regalos Resolución de controversias Referencias: Anexo 6, numerales 2.2 y 2.4 (gastos elegibles y no elegibles) 43

44 Flujograma de registro financiero Programas de Trabajo y Presupuestos: Contratista propone PEP aprueba Registro contable, Cuenta Operativa: Contratista elabora PEP autoriza su actualización en el software financiero Gastos recuperables: Contratista propone y PEP valida Esquema conceptual Sistema informático de Registro Financiero Informes: A personal autorizado de PEP Reportes contables: Acceso a PEP Certificado de costos recuperables Inventarios: Contratista propone y PEP aprueba registro Reporte auditable de inventarios Auditable todo el proceso Referencias: Anexo 6, numeral 6.1 (software) 44

45 Recuperación de costos Control del gasto Criterios de registro financiero 45

46 Esquema contractual El contratista Pemex Compra/ renta Hace Entrega Paga Materiales: tubería, arenas, cemento, lodos, etc. Maquinaria y equipo: grúas, taladros, plataformas válvulas, etc. Mano de obra Estudios, ingenierías, sísmica, programas Construcción: pozos, plantas separadoras, compresoras, líneas de recolección, tanques, etc. Barriles Por el servicio recibido con base en las reglas del contrato 3

47 Remuneración única del mes Gastos Elegibles Pérdida con cobertura Gastos arriba de mercado Gasto subcontratistas Administración Negligencia Suma acumulada de gastos recuperables Producción de crudo y gas Modelo Y parámetros fijos: Producción base Equivalencia gas FED Factura de remuneración del mes Precios de crudo y gas (Índice de precios) 47

48 Registro contable La NIF A2 establece que la sustancia económica prevalecerá, esto es, el sistema contable debe ser configurado de manera que se reconozcan las transacciones que afectan económicamente a una entidad de acuerdo con su realidad económica y no sólo conforme a su forma legal En los contratos de servicios, el objeto es la realización de los trabajos y no la compra de activo fijo, materiales o equipo. Para su ejecución, se requiere la construcción, instalación, operación y mantenimiento de ciertos bienes. En la medida en que dichos bienes se construyen o instalan, PEP adquiere su propiedad. En virtud del contrato, el contratista es el que construye, instala, opera y mantiene el activo fijo. A la luz de la NIF A-2, el registro contable debe configurarse de forma que se registren las transacciones en donde corresponda, según la afectación económica a que dan lugar. Dado que es el contratista quien tiene el uso, el riesgo y el beneficio de los activos de los bienes necesarios para la prestación de los servicios, el activo fijo debe registrarse en su contabilidad. 5

49 I. Modelo económico II. Registro financiero III. Abandono y otros temas financieros 49

50 Abandono Donde: A = cuota de Abandono a = tasa de Abandono q = Hidrocarburos Netos 1PD = Reserva 1P desarrollada GA = Gastos estimados de Abandono y desmantelamiento de la infraestructura k,i = 1,.,t, años del Contrato j = 1,.,12 meses Cuenta de Abandono. La cuenta estará bajo el control conjunto de PEP y el Contratista. El objeto es crear una reserva para fondear las operaciones de Abandono. Instalaciones por abandonar: Todo lo nuevo Instalaciones existentes transferidas a solicitud del contratista 50

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52 FED Régimen general FED pqz z z F ( 1 ) z I Régimen especial 52

53 FED, caso base Para un periodo t: Q F = 3.2 mmbce definida en el contratoq = 4.9 mmbce p = 76 usd/b mboed Q F Producción q q Q F z z F I z Q q F z 0.65 F (1 ) z FED 4.9*76* MMusd I

54 FED, variaciones en producción p = 76 usd/b mboed Q F Producción q Q F = 3.2 mmbce q = 5.9 mmbce mboed Q F Producción q Q F = 3.2 mmbce q = 3.9 mmbce q Q F z z F I z FED QF 0.54 q z F (1 ) z 202 MMusd I 0.45 q Q F z QF q z F I z z Q F (1 ) z FED 110 MMusd F 0.82 I 0.37 Mayor producción reduce FED Menor producción incrementa FED 54