La Reforma Energética: De la Exploración a la Comercialización Guillermo I. Garcia Alcocer Jefe de la Unidad de Políticas de Exploración y Extracción de Hidrocarburos Junio de 2015
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 2.2 millones de barriles por día a mayo de 2015. 4.0 3.5 3.4 Inversión en exploración y extracción (miles de millones dólares) 23.4 23.0 25.0 3.0 3.0 20.0 2.5 2.0 1.5 10.0 2.4 Producción de petróleo (millones de barriles por día) 2.2 15.0 10.0 1.0 0.5 3.1 5.0 0.0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015* *Periodo: enero-mayo de 2015 - Fuentes: Base de Datos Institucional de Pemex, 1997 2015, Anuario Estadístico de Pemex, 1997-2015 y Presupuesto de Egresos de la Federación 2015, 2
Principios que rigen la implementación de la Reforma Energética Los hidrocarburos en el subsuelo son propiedad de la Nación. Libre acceso a los mercados y competencia entre empresas del Estado y particulares en igualdad de condiciones. Fortalecimiento de los órganos reguladores. Transparencia y rendición de cuentas. Sostenibilidad y protección al medio ambiente. Maximizar los ingresos del Estado y el desarrollo de largo plazo del país. 3
Nuevo arreglo institucional El arreglo institucional se refuerza con la creación de nuevas dependencias, el fortalecimiento de las existentes, el establecimiento de reglas claras, funciones específicas y la interacción entre dependencias para garantizar un esquema de pesos y contrapesos. Administración de los ingresos petroleros Fondo Mexicano del Petróleo Dependencias con nuevas atribuciones Consejo Coordinador del Sector Energético Emitirá recomendaciones y aprobará mecanismos de coordinación para el cumplimiento de la política energética de México. Órganos reguladores fortalecidos y nuevos Empresas productivas del Estado ANSIPA* Órganos técnicos encargados de crear nuevos mercados ASEA: Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos 4
Aspectos Claves en la Instrumentación de la Reforma Transparencia y rendición de cuentas Sistema de pesos y contrapesos institucionales Información pública (disponible en internet) Sesiones públicas (licitaciones, órganos reguladores) transmitidas en tiempo real Estricto código de ética Mecanismos claros de retroalimentación en procesos de licitación Empresas Productivas del Estado publican resultados conforme a la Ley del Mercado de Valores Derechos Humanos y Sustentabilidad Tres instrumentos clave Estudio de Impacto Social. Evaluación de Impacto Social. Consulta Previa, Libre e Informada a comunidades indígenas. Compensación justa Nuevos mecanismos de negociación para procurar el pago justo por el uso superficial y ocupación de la tierra. Los propietarios recibirán entre 0.5 y 3% de la utilidad relacionada con proyectos de gas no asociado y entre 0.5 y 2% en todos los otros casos. 5
Aspectos Claves en la Instrumentación de la Reforma Fomento a la Industria Nacional Metodología para Contenido Nacional. Consejo Consultivo de Fomento Industrial (gobierno, industria y academia). Programa Estratégico para la Formación de Recursos Humanos Modernización del Instituto Mexicano del Petróleo. Creación de 3 centros de investigación y desarrollo tecnológico. Estrategia de Fomento de Cadenas Productivas Contenido nacional Apoyos del Fondo Público para el Desarrollo de Proveedores y Contratistas Nacionales Seguridad Industrial y Protección al Medio Ambiente La Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA) regula, supervisa y sanciona estándares ambientales y de seguridad en el sector de hidrocarburos. Prevención y contención de derrames y fugas. Planes de emergencia. Investigaciones de causa raíz de incidentes y accidentes. Adopción y observancia de estándares técnicos nacionales e internacionales. Responsabilidad financiera de los operadores. Control de emisiones. Protección y remediación de ecosistemas y recursos naturales. 6
Proceso contractual 1. Diseño del contrato Selección de áreas Con asistencia técnica de: 2. Proceso de licitación Cuarto de Datos Diseño técnico de contrato y bases (incl. requisitos de contenido nacional) Con opinion de: Licitación del contrato Términos fiscales y económicos Con opinion de: Adjudica y firma contrato 3. Operación Aprobación técnica de planes de exploración y desarrollo 4. Ingresos Petroleros Autorización de exploración superficial y perforación de pozos exploratorios Administración técnica de contratos Seguridad industrial y medio ambiente El Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo (Banxico) realizará los pagos y administrará los ingresos derivados de las actividades de exploración y extracción. 7
Modelos contractuales La Ley de Hidrocarburos es lo suficientemente flexible para permitir a la SENER, con la opinión favorable de la SHCP y la CNH, elegir el modelo de contrato que mejor se adapte a las características de cada proyecto. Tipos de Contratos Licencia Producción Compartida Utilidad Compartida Pago en especie Pago en efectivo Los contratos serán diseñados siguiendo la práctica internacional. En la Ronda 1 se ofrecerán Licencias y Contratos de Producción Compartida. 8
Ronda 1: Primera aproximación Portafolio balanceado de áreas y campos en producción de diversas características: Aguas someras Campos maduros Aguas profundas Extra-pesados Recursos no convencionales Chicontepec. 183 bloques Exploración: 109 Extracción: 60 Asociaciones de Pemex: 15 (en 11 contratos) Área Total: 29,112 Km2 Inversión estimada anual: cercana a 12.6 mil millones de dólares por año, incluyendo las asociaciones de Pemex. Recursos totales*: 19,945 MMbpce *73% recursos prospectivos, 27% reservas 2P 9
Ronda 1: Primeras tres convocatorias Contratos de Producción Compartida y de Licencia Se consideró que el modelo contractual de Producción Compartida es la mejor opción para la primera y segunda convocatoria y el de Licencia para la tercera convocatoria de la Ronda 1. Características Diseñados para incrementar la producción en el corto plazo, proteger el interés del Estado, sin restar atractivo a los inversionistas. Adjudicados mediante licitación pública internacional y suscritos por el Estado por conducto de la CNH. Términos económicos y fiscales competitivos, incluyendo un mecanismo de ajuste para capturar la renta petrolera. Definen el porcentaje mínimo de contenido nacional y su programa anual de cumplimiento. Establecen obligaciones de seguridad industrial y protección al medio ambiente, en materia de administración de riesgos y seguros. Reglas de transparencia sin precedente a nivel internacional. 10
Ronda 1: La Medición en los Contratos de Producción Compartida y de Licencia Punto de Medición CNH (Plan de Desarrollo)-Recolección Asignatarios y Contratistas Fuente: Pemex CRE (Transporte y Almacenamiento) 11
Ronda 1: La Medición en los Contratos de Producción Compartida y de Licencia Clausula de Medición en los Contratos Volumen y Calidad: medidos en los Puntos de Medición y reportados a la CNH. La CNH puede solicitar medición en otros puntos. Procedimientos de Recepción: Propuestos para aprobación de la CNH. Instalación, Operación, Mantenimiento y Calibración de los Sistemas de Medición. A cargo del Contratista bajo la supervisión de la CNH. Registros. Deben llevar registros completos y exactos de todas las mediciones. Funcionamiento del Sistema de Medición: el Contratista debe mantenerlos en correcto estado de funcionamiento y repararlo en un plazo no mayor a setenta y dos (72) horas después de detectado un desperfecto. Reemplazo del Sistema de Medición. Conforme a lo establecido en la Normatividad Aplicable y notificando a la CNH. Acceso a los Sistemas de Medición. La CNH podrá verificar los sistemas de medición. Se deberá permitir el acceso a las instalaciones, equipos, sistemas, software y documentación relacionada con la Medición a quienes designe la CNH. Punto de Medición Fuera del Área Contractual. El Punto de Medición puede ubicarse dentro o fuera del Área Contractual. 12
Ronda Uno: Primera y Segunda Convocatoria Primera Convocatoria 14 áreas contractuales Recursos prospectivos: 687 MMbpce Superficie: 4,222 km 2 Tamaño de los bloques: 116 a 500 km 2 Estas áreas cuentan con información sísmica, y tienen un bajo riesgo geológico y cuentan con acceso a la red de ductos de Pemex y serán licitadas bajo un Contrato de Producción Compartida. Segunda Convocatoria 5 áreas contractuales con 9 campos Reservas certificadas: 1P: 143 MMbpce 2P: 355 MMbpce 3P: 671 MMbpce Tamaño de los bloques: 42 a 68 km 2 13
Contrato de Producción Compartida Primera Convocatoria (Exploración en Aguas Someras) Exploración 30 años 2 periodos adicionales 4 a 6 años 24 a 26 años 5 años 5 años Perforación de 17 a 34 pozos exploratorios durante los primeros 48 meses. Restitución gradual de áreas no desarrolladas. Utilización de Unidades de Trabajo (independientes de los costos) para facilitar el cumplimiento del Programa Mínimo de Trabajo. Contenido Mínimo Nacional, 13% en la etapa exploratoria y 25 a 35% en la etapa de extracción. Segunda Convocatoria (Extracción en Aguas Someras) Evaluación 25 años Desarrollo (Extracción) Desarrollo (Extracción) 2 periodos adicionales 2 a 3 años Hasta 23 años 5 años 5 años Perforación de 10 a 20 pozos de evaluación durante los primeros 24 meses. Utilización de Unidades de Trabajo (independientes de los costos) para facilitar el cumplimiento del Programa Mínimo de Trabajo. Contenido Mínimo Nacional, 17% en la etapa de evaluación y 25 a 35% en la etapa de 14 extracción.
RONDA UNO: TERCERA CONVOCATORIA Zona Norte 9 áreas contractuales; 9 campos de gas no asociado Volumen original: 1,386 MMMpc Producción acumulada: 411 MMMpc Superficie: entre 16 y 135 km 2 Zona Centro 5 áreas contractuales; 5 campos de aceite y gas asociado Volumen original: 183 MMb y 64 MMMpc Producción acumulada: 8 MMb y 14 MMMpc Superficie: entre 7 y 23 km 2 Los campos se licitarán bajo la modalidad de licencia. Por sus características y requisitos de contenido nacional presentan oportunidades para el desarrollo de la industria petrolera mexicana. Zona Sur 12 áreas contractuales; 9 campos de aceite y 3 de gas y condensado Volumen original: 1,624 MMb y 2,599 MMMpc Producción acumulada: 270 MMb y 1,226 MMMpc Superficie: entre 10 y 58 km 2 15
Contrato de Licencia Tercera Convocatoria (Campos Maduros Terrestres) Evaluación Desarrollo (Extracción) 2 periodos adicionales 25 años 1 a 2 años Hasta 24 años 5 años 5 años Compromiso Mínimo de Trabajo Se prevé la perforación de 29 s 58 pozos de evaluación en los próximos 12 meses en las 26 áreas contractuales. Utilización de Unidades de Trabajo (independientes de los costos) para facilitar el cumplimiento del Programa Mínimo de Trabajo. Porcentaje mínimo de contenido nacional con programa anual de cumplimiento. Evaluación (hasta 2 años): 22%. Extracción: Incremento lineal de 27% en el primer año, hasta 38% en 2025. 16
Principales mejoras en los términos contractuales (al 9 de junio)* Bases de la Licitación Se elimina la restricción de presentar Propuestas hasta por 5 (cinco) Áreas Contractuales (en primera convocatoria). Se elimina la restricción que obligaba a que el Operador tuviera la mayor participación en un Consorcio. Se permite que el Operador que forma parte de un Licitante Agrupado también pueda ser un Licitante Individual, manteniéndose como Operador del Licitante Agrupado. Se precisa que dentro del sobre de la Propuesta Económica que se presentará se debe incluir la oferta de pago en efectivo, la cual solo se abrirá y se hará efectiva en caso de empate. Se elimina la obligación del Licitante de destruir la información del Cuarto de Datos, siempre que se abstenga de comercializarla. * Las adecuaciones se publicaron para la primera convocatoria el 9 de junio. El 12 de junio se publicarán para la segunda. En el caso de la tercera se publicarán en fecha próxima. 17
Principales mejoras en los términos contractuales (al 9 de junio) Contrato Se flexibilizan las condiciones de prorroga del contrato ya que sólo se requerirá continuar con la producción comercial regular. Se extienden plazos para presentar Planes de Exploración (de 60 a 120 días) y de Desarrollo (de 120 días a un año). Etapa de Transición para determinar las condiciones ambientales, sociales y operativas preexistentes en el Área Contractual, así como para garantizar la devolución ordenada a la terminación del Contrato. Se da un tratamiento especial para descubrimientos de gas no asociado y de hidrocarburos Sub-salinos (en primera convocatoria). Se detalla el procedimiento para la unificación de yacimientos compartidos. Se prevén disposiciones para uso compartido de infraestructura para incrementar la eficiencia en las inversiones. Disposición de los subproductos. 18
Principales mejoras en los términos contractuales (al 9 de junio) Contrato Etapa de investigación previa a la rescisión administrativa. Conciliación dentro del proceso de Rescisión Contractual. Asunción de obligaciones por parte de socios en caso de insolvencia de uno de éstos. Extensión del Contrato en Caso Fortuito o Fuerza Mayor que se extiende por más de un año. Procedimientos de Resolución de diferencias técnicas como audiencias o comparecencias con respecto a las observaciones emitidas por la CNH. Reconocimiento de riesgo exploratorio en los mecanismos para el cálculo de las Contraprestaciones (en primera convocatoria). Reducción o devolución gradual de las garantías conforme se ejecuten los programas de trabajo. Seguros. Se precisa el alcance de las coberturas. 19
Ronda Uno: Actualización al 12 de junio de 2015 1ª Convocatoria: 49 empresas interesadas 42 solicitaron acceso al Cuarto de Datos (41 autorizadas) 26 empresas precalificaron 19 empresa individuales. 19 empresas en 7 consorcios Apertura ofertas: 15 de julio, 2015 2ª Convocatoria: 36 empresas interesadas. 36 solicitaron acceso al Cuarto de Datos (35 autorizadas). 22 ya pagaron inscripción. Fechas Importantes: Cierre inscripción: 23 de junio de 2015. Bases/Contrato Final: 14 de agosto, 2015 Apertura ofertas: 30 de septiembre, 2015. 3ª Convocatoria: 20 empresas interesadas. 15 solicitaron acceso al Cuarto de Datos (9 autorizadas). Fechas Importantes: Cierre inscripción: 28 de agosto de 2015. Bases/Contrato Final: 2 de noviembre, 2015 Apertura ofertas: 15 de diciembre de 2015. Interés Despertado en la Ronda Uno 72 empresas han mostrado interés en al menos una licitación. 50 empresas pagaron al menos un acceso al Cuarto de Datos. 41 empresas se inscribieron al menos en uno de los procesos de licitación. 20
Ronda Uno: Calendario Áreas y campos Exploración aguas someras Extracción aguas someras Campos maduros Aguas profundas y extra pesados No Convencionales Chicontepec Lanzamiento de licitaciones Diciembre 2015 Febrero 2015 Mayo 2015 Julio 2015 Ultimo trimestre 2015 Apertura del Cuarto de Datos Enero 2014 Marzo 2015 Mayo 2015 Julio 2015 Último trimestre 2015 Áreas 14 áreas de exploración 9 campos en 5 contratos 26 campos en 26 contratos El Plan Quinquenal de licitaciones de Áreas Contractuales se publicará a finales de junio de 2015. 21
Farm outs Solicitados por Pemex A la fecha Pemex ha solicitado la migración de 11 asignaciones a 8 contratos de exploración y extracción de Hidrocarburos. Tipo Nombre Agrupación Reservas 2p mmbpce Trámite en Sener Aguas someras Tierra Petróleo Extrapesado Gas en aguas profundas Petróleo en aguas profundas (Perdido) Bolontikú 1 Presentado Sinán 2 350 Presentado Ek 3 Presentado Rodador 4 Presentado Ogarrio 5 248 Presentado Samaria 6 Presentado Cárdenas Presentado 7 168 Mora Presentado Ayatsil Presentado Tekel 8 747 Presentado Utsil Presentado Kunah Pendiente 9 212 Piklis Pendiente Trión 10 n.a. Pendiente Exploratus 11 Pendiente
Migración de CIEPs y COPFs Pemex ha presentado 9 solicitudes de migración. Nombre de la Asignación Reservas al 1 de enero de 2014 (mmbpce) 1P 2P 3P Recursos Prospectivos Altamira 6.9 9.0 12.6 962.5 Arenque 78.2 86.3 86.3 361.9 Ébano 33.3 40.5 53.8 1,700.8 Magallanes-Tucán-Pajonal 27.0 36.2 93.4 74.4 Miquetla 22.4 31.5 61.7 112.0 Misión 40.5 68.1 79.4 84.3 Olmos 4.0 4.6 5.28 112.7 Pánuco 23.2 30.3 37.9 2,158.6 Santuario 40.7 40.7 40.7 54.0 Total 276.3 347.2 471.1 5,621.1 13 contratos más podrían migrar en una segunda etapa. 23
Actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial La Ley de Hidrocarburos prevé dos formas para llevar a cabo actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial: i. Cualquier empresa particular inscrita en el padrón de la CNH puede solicitar a esa Comisión una autorización para realizar estas actividades y aprovechar comercialmente los datos o interpretaciones respectivas. ii. La CNH puede contratar a una empresa para llevar a cabo los estudios a su cuenta y nombre. Hasta 9 de junio de 2015, 33 compañías mexicanas e internacionales han solicitado su inscripción. La situación actual de estas solicitudes es la siguiente: Padrón de ARES Solicitudes de autorización Compañías con solicitud de inscripción 33 Solitudes de autorización proyectos 25 Compañías inscritas en el padrón 25 -Proyectos de adquisición de datos 17 Compañías en proceso 6 -Proyectos de reproceso de información 8 Compañías desechadas 1 Proyectos de adquisición autorizados 12 Compañías que se desistieron 1 Proyectos de reproceso autorizados 3 Proyectos Autorizados Adquisición Reprocesamiento 3 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 PGS Spectrum ASA TGS AP CGG Dolphin Veritas Services de GX México, Technology S.A. Multiclient de Corporation C.V. EMGS Geophysical Sea Bed Dowell Logging ASASchlumberger México, S.A. de México C.V. S.A. de C.V. Geophysical AS-Sucursal México Investments AS Geophysical de México La inversión en sísmica 3D WAZ se estima cercana a 1,400 millones de dólares. 24
Expansión del Sistema Nacional de Gasoductos Terminales de regasificación de GNL Gasoductos en operación Gasoductos concluidos en 2014-2015 Ehrenberg Los Algodones San Luis Río Colorado Sásabe Tucson San Isidro Waha Gasoductos actualmente en construcción Gasoductos adjudicados mediante licitación (CFE) Gasoductos en proceso de licitación Pto. Libertad Samalayuca Ojinaga Gasoductos en proyecto Guaymas El Encino Colombia Lasalle Webb Agua Dulce Laredo Sur de Texas Gasoductos 7 concluidos 6 en construcción 5 adjudicados 4 en licitación El Oro Topolobampo Mazatlán Durango Guadalajara La Laguna Aguascalientes Lázaro Cárdenas Escobedo V. Reyes Apaseo el Alto Huexca Los Ramones Tula Frontera Naranjos Tuxpan Cempoala Jáltipan Operador independiente del sistema Mérida Cancún 11 en proyecto Acapulco Salina Cruz Tapachula Hacia 2018, se espera alcanzar la construcción de 6,413 Km adicionales, esto implica una inversión cercana a los 13 mil millones de dólares*. 25 *Programa Nacional de Infraestructura 2014-2018
NUEVO MODELO DE LA INDUSTRIA DE GAS NATURAL Producción de Gas Natural Transporte Separación de funciones PRIVADOS Consumo (usuarios finales) Comercialización e Importación PRIVADOS PRIVADOS Operación Independiente del Sistema de Transporte PRIVADOS Objetivos Nuevas reglas Incrementar la seguridad energética. Desarrollo de infraestructura de gas. Garantía de acceso abierto a la red para cualquier interesado. Condiciones de seguridad en el suministro del combustible. CENAGAS licitará proyectos estratégicos a través de procesos transparentes y competitivos y podrá apoyarse en las EPE. Planeación centralizada aprobada por SENER y con opinión de la CRE (incluirá proyectos indicativos, estratégicos y de cobertura social). Medidas concretas para impedir comportamiento monopolístico en el transporte. 26
New Model for Oil Refined Products Nuevo Modelo en el Downstream Secretaría de Energía Determina la política pública para garantizar el suministro de petrolíferos. Emite permisos para: Refinación de petróleo Tratamiento de gas natural Importación/exportación de petrolíferos Comisión Reguladora de Energía Emite regulación para evitar discriminación y garantizar el acceso abierto a la infraestructura a precios justos. Emite permisos para: Comercialización, transporte, almacenamiento y distribución de hidrocarburos y petrolíferos. Expendio al público de petrolíferos. SENER (Permisos) Establece: Tarifas de las actividades reguladas. Criterios para considerar instalaciones como de usos propios. Regula ventas de primera mano mientras no exista competencia efectiva de acuerdo con la COFECE. 27
Liberalización gradual de los mercados de combustibles líquidos Transición gradual hacia precios al público de gasolinas y diésel libres. Expendio al público bajo franquicia de Pemex y otras marcas (a partir de 2016). Oferta de productos en el mercado de Pemex y otros suministradores. 2014 2015 2017 2018 Incrementos mensuales controlados. Gasolina Magna: 9 centavos. Gasolina Premium: 11 centavos. Diésel: 11 centavos Precios máximos para gasolina y diésel, ajustado de acuerdo a la inflación esperada. Gasolina Magna: $13.57/l Gasolina Premium: $14.38/l Diésel: $14.20/l Precios Libres con base en las condiciones del mercado. Importación: Exclusivamente por parte de Pemex 2014-2016 Expendio al público: Pemex y otras marcas. 2016 en adelante Libre importación 2017 en adelante 28
Modernización de la Infraestructura de Transformación Industrial 6 Refinerías (1,690 Mbd**) 9 Centros Procesadores de gas natural (endulzamiento - 4,523 MMpcd; recuperación de licuables- 5,912 MMpcd) 5 Complejos Petroquímicos (9.1 Mmton/año) México importa cerca del 72% de los petroquímicos, el 50% de las gasolinas y el 29% del gas que consume.* 3 Unidades de almacenamiento refrigerado de amoniaco (96 Mton) 3 Unidades de almacenamiento de GNL (32.5 MMpc) 476 km de ductos para el transporte de petroquímicos (solo 12% en operación) **M. miles MM-millones La Reforma Energética busca revitalizar la industria energética mexicana permitiendo también la inversión privada en procesos de refinación, procesamiento de gas natural, transformación industrial, y distribución y almacenamiento de petrolíferos, gas natural y petroquímicos. *Fuente: BDI, PPQ, Banco de México 29
Inversión y Generación de Empleo Exploración y extracción de petróleo y gas: Ronda Uno 1ª Convocatoria: $16.8 mil MMUSD* en los próximos 5 años. Empleos directos al 2020: 45 mil Empleos indirectos al 2020: 123 mil 2ª Convocatoria: $ 4.7 mil MMUSD en los próximos 5 años. Empleos directos al 2020: 13 mil Empleos indirectos al 2020: 34.5 mil 3ª Convocatoria: $ 606 MMUSD en los próximos 5 años. Empleos directos al 2020: 1.6 mil Empleos indirectos al 2020:4.4 mil Transporte de gas natural Expansión de la red de gasoductos: $13 mil MMUSD En los próximos años se espera una inversión pública y privada cercana a los 62.5 mil millones de dólares en proyectos de exploración y extracción de hidrocarburos, la expansión del sistema nacional de transporte de gas natural y en el desarrollo de infraestructura de generación y transmisión de energía eléctrica. *Cifras estimadas, en millones de dólares de EUA 30
www.ronda1.gob.mx
Ronda 1: Compañías Precalificadas para la Primera Convocatoria 19 Compañías Individuales 1 Atlantic Rim México, S de R.L. de C.V. 2 BHP BILLITON Petróleo Operaciones de México, S de R.L. de C.V. 3 Chevron Energía de México, S de R.L. de C.V. 4 Cobalt Energía de México, S de R.L. de C.V. 5 Compañía Española de Petróleos, S.A. (CEPSA) Unipersonal 6 ExxonMobil Exploración y Producción México, S de R.L. de C.V. 7 Hess México Oil and Gas, S de R.L. de C.V. 8 Hunt Overseas Oil Company 9 Lukoil Overseas Netherlands B.V. 10 Maersk Olle OG GAS A/S. 11 Marathon Offshore Investment Limited 12 ONGC Videsh Limited 13 Nexen Energy Holdings International Limited 14 Pacific Rubiales E&P México S.A.P.I de C.V. 15 Petróleos Mexicanos 16 Plains Acquisition Corporation 17 Premier Oil PLC 18 Statoil E&P México, S.A. de C.V. 19 Total, S.A. Empresas mexicanas, parcial o totalmente 7 Consorcios 1 BG Group México Exploration S.A. de C.V. Galp Energía E&P B.V. 2 ENI International B.V. Noble Energy México S. de R.L. de C.V. CASA Exploration, L.P. 3 Murphy Worldwide, Inc. Ecopetrol, S.A. PETRONAS Carigali International E&P B.V. PTT Exploration and Production Public Company Limited 4 Pan American Energy LLC E&P Hidrocarburos Servicios, S.A. de C.V. 5 Talos Energy LLC Sierra Oil & Gas, S. de R.L. de C.V. Glencore E&P (MEXICO) LTD. 6 Tullow Mexico B.V. Petrobal S.A.P.I. de C.V. 7 Woodside Energy Mediterranean Pty LTD Diavaz Offshore, S.A.P.I. de C.V. Pluspetrol México B.V. 32
Empresas en la Segunda Convocatoria Empresas que han expresado interés 1 LUKOIL* 19 ECOPETROL* 2 Total 20 Hunt Overseas 3 Sierra Oil& Gas* 21 DEA DEUTSCHE ERDOEL AG* 4 CASA Exploración 22 E&P Hidrocarburos y Servicios 5 Shell* 23 Atlantic* 6 Sánchez Oil & Gas Corporation* 24 Galp Energía E&P BV* 7 BP 25 Controladora de Infraestructura* 8 CNOOC* 26 Petronas Carigali 9 PEMEX* 27 NBL México INC. 10 ENI INTERNATIONAL 28 Pacific Rubiales 11 Diavaz Offshore* 29 ONGC Videsh* 12 Premier Oil 30 Cheiron Holdings 13 Exploration & Production PCL* 31 Statoil* 14 Compañía Española de Petróleo, S.A (CEPSA)* 32 PETROBAL* 15 Sinopec* 33 Century Exploration and Production LTD 16 Sapurakencana 34 Fieldwood Energy LLC* 17 CHEVRON* 35 Grupo R 18 BG Group México* 36 Plains Acquisition* Empresas que han mostrado interés Empresas que solicitaron acceso al Cuarto de Datos Empresas autorizadas a acceder al Cuarto de Datos Empresas que pagaron el acceso al Cuarto de Datos. (Último día para pagar: 1 de junio de 2015 Empresas que pagaron su inscripción a la licitación. (Último día para pagar: 23 de junio de 2015) 36 36 35 29 22 * Compañías que pagaron la inscripción a la licitación. Empresas mexicanas, parcial o totalmente 33
Actualización de la Tercera Convocatoria Empresas que han expresado interés 1 Perforadora Central 2 Fieldwood Energy 3 Shell 4 Torenco Energy Inc. 5 Strata Campos 6 Citla Energy 7 Grupo R 8 Sierra Oil & Gas 9 CNOOC 10 SINOPEC 11 CHEIRON 12 Jaguar E&P 13 Iberoamericana de Hidrocarburos 14 GEO ESTRATOS 15 MX OIL PLC 16 Carso Oil & Gas 17 Baku Exploración y Producción 18 Perfolat de México 19 Corporación de Energía Mexoil 20 GEO ESTRATOS Servicios Petroleros S.A. de C.V. Empresas que han mostrado interés (12 mexicanas) Empresas que solicitaron acceso al Cuarto de Datos Empresas autorizadas a acceder al Cuarto de Datos 20 15 9 Empresas mexicanas, parcial o totalmente 34
Entre 1997 y abril de 2015, las importaciones de gas natural crecieron de 3% a 29% como porcentaje del consumo nacional; Esta tendencia se ha profundizado desde 2008 debido a la reducción en el precio del gas natural en Norteamérica. 9,000 (100%) 8,095 8,000 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 (100%) 4,576 4,467 (97%) 5,724 6,534 1,258 5,657 (71%) (29%) 2,438 1,000 (3%) 109 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Millones de pies cúbicos por día 2012 2013 2014 2015* Consumo de Gas Natural Producción de Gas Natural Importaciones de Gas Natural *Periodo: enero-abril de 2015 Consumo de Gas Natural: Producción total de gas natural de Pemex más las importaciones. Producción de Gas Natural: Volumen de gas natural producido por Pemex, incluyendo el gas que auto consume. Fuente: Base de Datos Institucional, Petróleos Mexicanos. Datos enero-marzo de 2015. 35
Las importaciones de gasolina representaron el 25% del total del consumo en 1997; Para abril de 2015, ese porcentaje se incrementó a 50%. Miles de barriles diarios (mbd) 900 800 700 600 500 400 300 200 (100%) 515 (75%) 388 764 456 Producción de Gasolina 340 Importaciones de Gasolina 813 Consumo de Gasolina 418 (100%) 789 (50%) 394 395 395 (50%) 100 127 (25%) 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015* * Periodo enero-abril de 2015 Fuente: Base de Datos de Institucional (BDI) de Petróleos Mexicanos, promedio anual 1997-2015. 36
En 1997, México importaba el 41% de los petroquímicos que consumía; A abril de 2015, 72% del consumo fue cubierto con petroquímicos importados. 24.00 22.54 21.00 Consumo (100%) 18.60 Miles de millones de dólares 18.00 15.00 12.00 9.00 6.00 3.00 (100%) 6.09 (59%) 3.62 2.47 16.53 Importaciones netas Producción 6.01 (72%) 13.40 5.20 (28%) (41%) 0.00 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015* * Datos anualizados con base en el consumo de enero-abril de 2015 Fuente: Secretaría de Energía con datos de Pemex-Petroquímica y Banco de México. La producción se refiere exclusivamente a la elaboración de petroquímicos de Pemex Petroquímica. 37