Situado en la región noroccidental de América del Sur, limita al norte con Colombia, al sur y al este con Perú, y al oeste con el Océano Pacífico.

Transcripción

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3 Situado en la región noroccidental de América del Sur, limita al norte con Colombia, al sur y al este con Perú, y al oeste con el Océano Pacífico. Extensión: km² Población: Idioma: Castellano Moneda: Dólar americano PIB (2011): Millones de dólares Capital: Quito

4 Para el año 2011 el valor agregado del sector petrolero fue en promedio el 11.3% del PIB. El aporte del petróleo al Presupuesto General del Estado fue en promedio del 38.7%. Las exportaciones de hidrocarburos fueron en promedio el 58% del total de exportaciones del país. Para el primer semestre de 2012, las exportaciones de petróleo crudo nacional alcanzaron los US $ millones. Para el primer semestre de 2012, las importaciones de derivados alcanzaron los $ millones de dólares.

5 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1, EMPRESAS PÚBLICAS COMPAÑÍAS PRIVADAS TOTAL

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7 30,000 30, , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,000 50,000 0 OCP NOMINAL OCP REAL SOTE NOMINAL SOTE REAL NORPERUANO NOMINAL NORPERUANO REAL UTILIZACIÓN OCP 29% 29% UTILIZACIÓN SOTE 88% 90%

8 500, , , , , , , , ,000 50,000 0 Refinería Esmeraldas Refinería de la Libertad Refinería Amazonas Refinería del Pacífico * Estará lista en el 2016

9 OFERTA-DEMANDA NACIONAL DE DERIVADOS ( MM Bls / Año 2012)

10 Consolidar la soberanía del Estado ecuatoriano sobre sus recursos naturales a través de las actividades que desarrolle la Empresa Pública PETROAMAZONAS. Apoyarse en la inversión extranjera para la búsqueda de nuevas reservas hidrocarburíferas y para la reactivación de la producción de los campos maduros, con reglas de juego contractual claras y estables. Garantizar una explotación hidrocarburífera social y ambientalmente sustentable de sus recursos no renovables, mediante una estricta mitigación de riesgos ambientales y la redistribución prioritaria de la renta petrolera para las comunidades localizadas en las zonas de exploración y producción hidrocarburífera.

11 Ampliar en el corto y mediano plazo las reservas y la producción petrolera. Consolidar la seguridad jurídica de las reglas de juego con la inversión extranjera. Eliminar la brecha de las importaciones de combustibles. 2011: se importaron el 46% del consumo nacional de combustibles, esto es 39 MM de un total de 85 MM barriles. Focalizar y disminuir el monto del subsidio (2011: MM USD). Financiar la construcción de la Refinería del Pacífico.

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13 El Suroriente ecuatoriano se encuentra ubicado en las provincias de Pastaza y Morona Santiago que limitan al Sur y Sureste con la República del Perú. De acuerdo a la información geológica, estratigráfica, geofísica y geoquímica disponible a la presente fecha, y en base a las características geológico - estructurales del Suroriente ecuatoriano, la SHE diseñó 21 bloques de aproximadamente hectáreas cada uno, de los cuales el Comité de Licitaciones Hidrocarburíferas (COLH) seleccionó 13 bloques para la Ronda licitatoria denominada Suroriente Ecuador.

14 La Cuenca Oriente Ecuatoriana forma parte de la Cuenca de Antepaís denominada POM (Putumayo en Colombia, Oriente en Ecuador y Marañón en el Perú). Esta Cuenca ha sido probada a través del tiempo como generadora y productora de hidrocarburos, puesto que posee las condiciones necesarias propias de un sistema petrolífero como es la generación, migración y acumulación de hidrocarburos. El estudio realizado por BEICIP en 1985 determina que en el suroriente ecuatoriano (que se extiende hacia territorio peruano) generó 75 billones de barriles de petróleo in situ, de los cuales BEICIP considera que entre el 5 y el 15% migró de la roca madre hacia los posibles reservorios. Las formaciones cretácicas Napo y Hollín, presentes en el Suroriente ecuatoriano constituyen el principal objetivo hidrocarburífero, sin embargo se requiere investigar el paquete sedimentario del Precretácico que según BEICP presenta buena prospectividad. PUNGARAYACU ITT Mapa morfo-estructural de la Cuenca Oriente (Convenio IRD-PPR; 2004;) La información hidrocarburífera de los bloques petroleros del Norte de Perú, que limitan con los del Suroriente ecuatoriano, indican la presencia de importantes acumulaciones de hidrocarburos en el reservorio Vivian de edad Cretácica (principal productor de petróleo crudo en el Perú ) y corresponde geológicamente a la arenisca M-1 que en Ecuador presenta considerables acumulaciones de hidrocarburos (principal reservorio hidrocarburífero en los Campos ITT).

15 Como resultado de las interpretaciones geológicas realizadas por BEICIP-SHE 2012, se logró obtener el mapa de trenes de prospectividad hidrocarburífera: Fuente: Beicip Franlab, 2012 Tren 1. Cuenca Santiago (Pre-K), Cuenca para investigación considerada como generadora y productora de Hidrocarburos. Tren 2. Pungarayacu Oglán: La Formación Hollín es el principal reservorio de este tren. Tren 3. Lago Agrio - Moretecocha: Los principales campos de este tren (Lago Agrio, Villano, Moretecocha) poseen importantes acumulaciones de hidrocarburos a nivel de las formaciones Hollín y Napo, lo cual también se comprueba al Sur en territorio peruano, cerca a la frontera con Ecuador, donde existen descubrimientos importantes en el área Situche. Tren 4. Frontera - Curaray: Los reservorios principales son las areniscas Hollín, U y T, como reservorio secundario arenisca M-1, caracterizado por la presencia de campos como Sacha, Shushufindi y hacia al Sur en el Perú los campos Capahuari y Tambo. Tren 5. VHR - Capirón Norte y Vinita - Iro: El reservorio más importante de estos dos trenes es la arenisca M-1 (Fm. Napo), al Sur en el Perú existen campos importantes como Jibarito y Forestal. Tren 6. Tiputini - Ishpingo: Al norte de este tren, se descubrió un eje estructural con importantes reservas de petróleo en la formación Napo, en el reservorio arenisca M-1 (conocida en el Perú como formación Biblian).

16 Arenisca M-1 Arenisca M-2 Caliza A Arenisca U Caliza B Arenisca T Hollín Superior Hollín Inferior En el Suroriente ecuatoriano la Formación Napo de edad Cretácica constituye el principal objetivo hidrocarburífero. Demostrado en pozos exploratorios perforados en el área, los reservorios Arenisca M- 1, U y T dieron resultados positivos en las pruebas de producción. Otro objetivo importante constituye la Formación Hollín con sus reservorios Hollín Superior e Inferior, que se desarrollan hacia el Centro y Oeste de la cuenca. EP Petroecuador, 2006

17 ( ) Promover y facilitar el transporte de petróleo proveniente del suroriente ecuatoriano por el

18 Los datos son valores totales para los 21 bloques del Suroriente; Fuente SHE, 2012 Existe un importante potencial de recursos hidrocarburíferos en el Suroriente, si las condiciones de entrampamiento y de reservorio son favorables. Falta información de sísmica para una mejor definición de prospectos y realizar pozos exploratorios. Todos los bloques son de carácter EXPLORATORIO.

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20 Constitución de la República. MARCO LEGAL Ley de Hidrocarburos. Ley Orgánica de Empresas Públicas. Reglamentos para aplicación de las diferentes leyes relacionadas con el sector hidrocarburífero. Convenios Internacionales. 16

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22 A partir de la reforma legal a la Ley de Hidrocarburos de julio 2010, se introdujo la nueva modalidad del contrato de prestación de servicios para la exploración y/o explotación de hidrocarburos, modalidad contractual prevista para la Ronda Suroriente Ecuador, por el cual personas jurídicas, previa y debidamente calificadas, nacionales o extranjeras, se obligan a realizar para con la Secretaría de Hidrocarburos, con sus propios recursos económicos, servicios de exploración y/o explotación hidrocarburífera, en las áreas señaladas para el efecto, invirtiendo los capitales y utilizando los equipos, la maquinaria y la tecnología necesarios para el cumplimiento de los servicios contratados. La característica principal del contrato de prestación de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos es que el Estado asigna un bloque a un contratista para que realice actividades de exploración y/o explotación y lo remunera por sus servicios prestados mediante el pago de un sistema tarifario en función del nivel de producción.

23 Se ha definido que las cláusulas generales del contrato sean las mismas utilizadas para todos los contratos previamente suscritos, con la inclusión de la regulación del periodo exploratorio. El sistema tarifario de cada contrato se establecerá de forma individual, sobre la base de los resultados de la licitación y en función de la amortización de las inversiones, los costos y gastos del proyecto, y una utilidad razonable que se acuerda en función del riesgo. Bajo esta modalidad contractual el Estado se reserva el 25% de los ingresos brutos del área del contrato como margen de soberanía. Sobre los ingresos remanentes el Estado, que está a cargo de la totalidad de la actividad de transporte, cubre sus costos de transporte y comercialización, así como el pago de los tributos correspondientes, y genera un ingreso disponible para el pago de los servicios a la contratista.

24 Si bien la totalidad de la producción corresponde al Estado, el pago de los servicios se puede realizar, a opción de la contratista, en especie (petróleo). Los servicios son a cargo de la Contratista hasta el centro de entrega y fiscalización establecido en cada contrato. Toda la actividad de transporte le corresponde de forma exclusiva al Estado.

25 4 años que inician hasta 6 meses después de inscripción de contrato en el Registro de Hidrocarburos. Prorrogable por 2 años adicionales SE PREVÉ LA POSIBILIDAD DE UNA PRODUCCIÓN ANTICIPADA 20 años que inician con la aprobación del primer Plan de Desarrollo. Prorrogable indefinidamente, a conveniencia del Estado.

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27 Décadas de los 60 y 70: Contrato de concesión y asociación. Década de los 80: Contrato de prestación de servicios con costos reembolsables. Década de los 90: Contratos de participación en la producción. Segunda década del siglo XXI: Contrato de prestación de servicios con tarifa.

28 Occidental 15 Napo Prestación de Servicios ene-85 Esso-Hispanoil 8 Pastaza-Napo Prestación de Servicios abr-85 Belco 1 y 2 Guayas costa fuera Prestación de Servicios jun-85 Texaco-Pecten 6 Manabí Prestación de Servicios Nov British Petroleum 7 Napo Prestación de Servicios Dic Conoco-Nomeco- Diamond & Sharmrok Opic 16 Napo Prestación de Servicios 1986 Elf Aquitaine, Braspetro y Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) 14 Napo Prestación de Servicios abr-87 Petrobrás, Elf Aquitaine y Britoil 17 Orellana Prestación de Servicios may-87 Teneco-Diamond-Yukon-Maersk 12 Orellana Prestación de Servicios may-87 Petrocanadá 9 Orellana Prestación de Servicios jun-87 Arco 10 Orellana Prestación de Servicios 1987 Unocal 13 Orellana Prestación de Servicios 1987 Mobil 18 Orellana Prestación de Servicios 1989 Arco-Mobil 19 Orellana Prestación de Servicios 1989 Cons-Conoco 22 Orellana Prestación de Servicios 1989 Santa Fe 11 Orellana Contrato de Participación 1997 Amoco 18 Orellana Contrato de Participación 1997 Triton 19 Orellana Contrato de Participación 1997 Oryx 21 Orellana Contrato de Participación 1997 City Ramro 27 Orellana Contrato de Participación 1997 Tripetrol 28 Orellana Contrato de Participación 1997 Edc 3 Costa Fuera Contrato de Participación 1997 Cgc-San Jorge 23 Orellana Contrato de Participación oct-97 Arco Oriente 24 Orellana Contrato de Participación nov-97 Pérez Companc 31 Orellana Contrato de Participación dic-97 Se declaró desierta Contrato de Participación Consorcio Dgc Singue Sucumbíos Prestación de Servicios 2012 Consorcio Interpec Ocano-Peña Blanca Sucumbíos Prestación de Servicios 2012 Consorcio Marañon Eno -Ron Sucumbios / Orellana Prestación de Servicios 2012

29 AGIP OIL Bloque ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD Tarapoa CONSORCIO PETROLERO BL.16 Bloque CONSORCIO PETROLERO TIVACUNO Tivacuno CONSORCIO PETROLERO BL. 14 Bloque CONSORCIO PETROLERO BL. 17 Bloque SIPETROL Mauro Dávalos Cordero SIPETROL Mauro Dávalos Cordero Incremental SIPETROL Paraíso, Biguno, Huachito, I.(PBHI) CONSORCIO PETROLERO PALANDA YUCA Palanda-Yuca Sur CONSORCIO PETROSUD PETRORIVA Pindo TECPECUADOR Bermejo-Rayo PETROBELL Tigüino PACIFPETROL Gustavo Galindo CONSORCIO PEGASO Puma CONSORCIO DGC CONSORCIO INTERPEC PECS IECONTSA SIPETROL Singue Ocano-Peña Blanca Eno Ron Jambelí NOTAS: Las tarifas corresponden a las determinadas en los Contratos suscritos.

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31 El sistema tarifario está diseñado en función del riesgo de la actividad exploratoria, para el efecto se determinó que el sistema tarifario deberá ser flexible en los siguientes aspectos: 1. Determinación del sistema tarifario: la contratista determina y oferta las tarifas que considera necesarias para la operación del campo durante toda la vida del mismo siempre que se encuentren dentro de los rangos de rentabilidad entre el 15% y 30%. 2. Tamaño de reservas: Las compañías calculan su expectativa de reservas, de acuerdo a esto se realiza la oferta de sus tarifas y lo que podrían obtener con cada nivel de producción. 3. Naturaleza técnica: El sistema de tarifas esta diseñado de manera que mientras mayor sea la producción del campo menor es la tarifa, de la misma manera cuando el campo llega a su madurez y empieza la declinación, la producción empieza a disminuir y la tarifa vuelve a incrementarse.

32 El sistema tarifario, reconoce al inversionista una rentabilidad libre del riesgo de mercado, lo cual asegura una rentabilidad justa y conforme al riesgo del negocio y al riesgo de inversión.

33 Se considera que para el Suroriente ecuatoriano existe un riesgo geológico por el cual 1 de cada 3 proyectos exploratorios sería exitoso, por lo que por cada barril descubierto se habrá invertido 3 dólares. Con estas consideraciones en los escenarios que se manejan, los esfuerzos de inversión serían los siguientes: Los compromisos de inversión en firme de los programas exploratorios oscilan entre $16 MM (Opción sísmica) y $100 MM (Perforación de pozos) Compromiso de inversión social entre $5 y $15 MM por bloque previo a la suscripción del contrato.

34 La tarifa del contrato corresponderá a la ponderación de tres valores para tres intervalos de producción. Los intervalos se definirán con dos límites de producción (L1 y L2). Los valores para los intervalos se deberán ofertar y definir en el momento de la licitación, con la finalidad de que la tarifa por barril resultante (valor ponderado) corresponda a un rango estimado de rentabilidad que se encuentre entre el y el para el proyecto.

35 En un período determinado si la producción diaria promedio es: Menor a, se pagará la tarifa de por cada barril producido. Si la producción supera, por los barriles adicionales se pagará solo la tarifa ; y Si la producción sobrepasa, por los barriles excedentes se pagará solo la tarifa Si la produción diaria promedio anual es producido durante ese año será: la tarifa promedio por cada barril de petroleo es la parte de inferior a es la parte que está entre y es la parte de superior a

36 10,000 BPPD 30,000 BPPD 35 USD/ BP 30 USD/ BP 25 USD/ BP

37 BPPD = 35 USD/ BP BPPD = 30 USD/ BP mayor a BPPD = 25 USD/ BP 30 USD/ BP representa el ingreso que recibiría la empresa contratista por cada barril de producción fiscalizada

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39 Con el Ingreso Disponible, la Secretaría pagará la Tarifa por Barril. La Secretaría comunicará a la Contratista el Ingreso Disponible para cada mes, y, de ser el caso, un detalle de los valores que se acumularían de conformidad con la Cláusula del proyecto de contrato ID = Ingreso Disponible IB= Ingreso Bruto MS= Margen de Soberanía = IB* 25% Ct = Costo del Transporte Cc = Costo de Comercialización Ley 10 = US$ 1.00/Bl Ley 40* = US$ 0.05/Bl * De ser aplicable

40 El Pago a la Contratista por barril de crudo neto producido se regirá a los siguientes conceptos: PCt = Pago a la Contratista en el período t. TP = $ US XX,XX (XX Dólares con XX centavos) / Barril (Tarifa por Barril). Qt = Producción fiscalizada en el período t. FAt = Factor de ajuste por inflación de los costos operativos fijos y variables. El periodo t para el pago a la Contratista tiene una periodicidad mensual, sin embargo para el FAt permanecerá invariable y se lo ajustará con una periodicidad anual.

41 Δ PPI i = Variación del indicador de costos PPI t / PPI t-1. (Código PCU support activities for oil and gas operations ) X = 0,175. Factor de costos operativos variables sobre la Tarifa por Barril. (No se incluye depreciación ni amortización). Δ CPI i = Variación del indicador de costos CPI t / CPI t-1. (Consumer Price Index). Y = 0,325. Factor de costos operativos fijos sobre la Tarifa por Barril. (No se incluye depreciación ni amortización). Z = 1 X - Y. El cálculo del factor de ajuste se lo realizará de manera anual y se tomará en cuenta los índices publicados el mes de enero de cada Año Fiscal, considerando los índices a diciembre del Año Fiscal anterior. El factor de ajuste para el primer año será igual a uno (1). El factor de ajuste para el segundo año de producción se calculará tomando en cuenta la variación del mes correspondiente a la fecha del primer volumen de producción de petróleo crudo neto fiscalizado y el mes de diciembre del primer año de producción. El factor de ajuste para el tercer año de producción y en adelante se calculará tomando en cuenta la variación de diciembre a diciembre.

42 En caso que el Ingreso Disponible no sea suficiente para cubrir el pago, el saldo faltante se acumulará durante el mes o Año Fiscal pertinente. La acumulación o carry forward será solo dentro de la vigencia del contrato. Garantía bancaria para el período de exploración, equivalente al 20% del total del programa exploratorio. Garantía bancaria para el período de explotación, equivalente al 20% de las inversiones de los tres primeros años.

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44 La mejor oferta es aquella que logra el mayor puntaje sobre 100 tomando en consideración: La mejor capacidad operativa de la operadora y la mayor capacidad financiera de la oferente. (Máximo 10 puntos) El mayor esfuerzo de inversión exploratoria e inversión socioambiental. (Máximo 35 puntos) El menor sistema tarifario/ menor área bajo la curva de tarifas. (Máximo 55 puntos)

45 PROCEDIMIENTO PARA LA ADJUDICACIÓN DE LOS CONTRATOS DE PRESTACIÓN DE SERVICIOS PARA LA EXPLORACIÓN Y/O EXPLOTACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO SOBRE No. 1 SOBRE No. 2 SOBRE OPCIÓN SÍSMICA (1) SÍSMICA + PERFORACIÓN (2) PROGRAMA DE EXPLORACIÓN MENOR ÁREA BAJO LA CURVA TARIFARIA

46 CONSTATACIÓN EVALUACIÓN 1. Carta de presentación y compromiso de la oferta. 2. Documentos de identificación y capacidad legal del oferente. 3. Convenio de consorcio o asociación 4. Capacidad operativa de la operadora, (Compañía que ejecutará todas las operaciones objeto del contrato por cuenta de la contratista) 5. Información financiera y económica 6. Declaración juramentada 7. Aceptación de las Bases de Contratación y las disposiciones legales 8. Sistema de gestión socio ambiental 9. Programa de capacitación 10. Copia del comprobante del pago de inscripción en la licitación

47 1. Activo total 2. Caja y bancos 3. Utilidad 4. Patrimonio/Activo total SUBTOTAL (A)

48 5. Producción mundial de petróleo crudo y gas natural 6. Gastos de capital en exploración 7. Total de pozos exploratorios 8. Área en exploración y producción Nota: Si tiene tres o mas ceros en los numerales del 5 al 8, se descalifica la oferta.

49 1. Garantía de seriedad de oferta 2. Programa exploratorio e inversiones ofertadas 3. Tarifa ponderada por barril

50 Una vez que se presenten los 3 valores se procederá a calcular las curvas que representen los sistemas tarifarios de las ofertas en función de la producción como se presenta a continuación: $ 42 $ 40 $ 38 $ 36 $ 34 $ 32 $ 30 $ 28 Basados en una robusta base de datos de inversiones, costos y gastos en la zona, se verifica y/o negocia y se acuerda la conveniencias de las ofertas, estimando un TIR entre el 15% y 30% de acuerdo al riesgo geológico del bloque.

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53 Ecuador es un Estado unitario, intercultural y plurinacional, las comunidades, pueblos y nacionalidades indígenas forman parte del Estado ecuatoriano, único e indivisible.

54 Caracterización y digitalización en mapas multimedia de: Clima, Temperatura, Precipitación, Humedad Ruido y Sonido Ambiental Hidrología, Geología, Geomorfología, Taxonomía y Suelo Riesgos, Vulnerabilidades (inundación, erupción, deslizamiento, sismo) Áreas Protegidas, Socio Bosque, Cobertura Vegetal Interés Turístico Densidad Poblacional, Autodeterminación: Étnico-Nacionalidades Infraestructura, Uso del Suelo, Vías, Pistas Actividades Económicas División Política Administrativa

55 Morona Santiago: habitantes, siendo los Shuar y Achuar los habitantes más antiguos. Pastaza: habitantes, que incluyen siete nacionalidades indígenas ancestrales: Achuar, Andoa, Shuar, Kichwa, Shiwiar, Waorani y Zápara. El clima corresponde al de selva tropical, con tibias temperaturas y abundantes precipitaciones todo el año. Dualidad de los ecosistemas presentes, existiendo zonas pobladas con alto grado de alteración en las áreas urbanas y sus alrededores, mientras que en el interior o en zonas rurales se presentan bosques desde climácicos hasta medianamente alterados cuyas condiciones son diferentes. La zona de estudio presenta una cobertura vegetal mixta, con remanentes boscosos primarios en recuperación y en su mayoría zonas altamente intervenidas. La Red Vial Nacional incluye los transportes terrestre, fluvial y aéreo.

56 En cumplimiento a principios constitucionales, Leyes, Resoluciones, Convenio y estándares internacionales, se generaron espacios de diálogo intercultural y plurinacional, con participación de las comunidades y coordinación con autoridades legítimamente reconocidas y representantes de comunidades, pueblos y nacionalidades. Proceso previo a la eventual adjudicación de los bloques o áreas hidrocarburiferas o asignación para su gestión directa, garantizando la participación ciudadana en la toma de decisiones así como el acceso a la información sobre planes o programa hidrocarburíferos. Los recorridos itinerantes permitieron visita, puerta a puerta, en aquellas comunidades más apartadas de acceso aéreo y fluvial. Se desarrolló en las cuatro provincias de intervención, como auténticos espacios de legitimidad social y comunitaria.

57 ) (1.035 personas) 106 (3.697 personas) 37 (2.517 personas) 32 (2.220 personas) Reuniones previas con autoridades e instituciones Aprox personas asistieron a los centros de información ubicadas en las principales ciudades personas han participado en todos los mecanismos de Consulta Previa Libre e Informada.

58 Dentro del programa exploratorio se contempla el componente de contribución para el desarrollo social de la Amazonia ecuatoriana, consiste en un Fondo de Inversión Social por compensación por una suma entre 5 a 15 millones de dólares como beneficios directos para las comunidades, pueblos y nacionalidades indígenas del área de influencia del bloque. 10 MILLONES Waorani, Kichwas, GADs Parroquiales 10 MILLONES GADs Parroquiales, Kichwas 5 MILLONES Shuar y GADs Parroquiales 5 MILLONES Shuar y GADs Parroquiales 5 MILLONES Shuar y GADs Parroquiales 5 MILLONES Shuar y GADs Parroquiales 10 MILLONES Shuar y GADs Parroquiales 10 MILLONES Kichwas y Saparas 10 MILLONES Kichwas, Andoas y Shiwiar 10 MILLONES Andoas y Shiwiar 15 MILLONES Kichwas y Saparas 10 MILLONES Kichwas y Saparas 10 MILLONES Kichwas y Saparas

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60 LANZAMIENTO RONDA SURORIENTE 28-nov nov-12 Preparación de Ofertas 03-dic may-13 Preguntas de Oferentes 03-dic may-13 Respuestas 03-dic may-13 PRESENTACIÓN DE OFERTAS 30-may-13 EVALUACIÓN SOBRE 1 Mayo Mayo RESOLUCIÓN COLH (SOBRE 1) Junio Junio EVALUACIÓN SOBRE 2 Julio Julio RESOLUCIÓN COLH (SOBRE 2) Agosto Agosto ORDEN DE PRELACIÓN Agosto Agosto NEGOCIACIÓN RECOMENDACIÓN COMISIÓN NEGOCIADORA ADJUDICACIÓN Septiembre Septiembre Octubre

61 Durante el tiempo de promoción de la ronda se mantendrá un data room permanente en las oficinas de la Secretaría de Hidrocarburos.

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