Versión estenográfica de la Presentación de las Rondas Cero y Uno en el Museo Tecnológico de la Comisión Federal de Electricidad México, D.F., 13 de agosto de 2014. Moderador: Bienvenidos a la presentación de las Rondas Cero y Uno, agradeciendo de manera especial presencia de legisladores, comisionados, ex secretarios de Energía, ex directores de Petróleos Mexicanos, ex directores de la Comisión Federal de Electricidad. Y a los distinguidos miembros del presídium, licenciado Pedro Joaquín Coldwell, Secretario de Energía; maestro Emilio Lozoya Austin, Director General de Petróleos Mexicanos; doctor Enrique Ochoa Reza, Director General de la Comisión Federal de Electricidad; maestro Juan Carlos Zepeda Molina, Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos; doctora María de Lourdes Melgar Palacios, Subsecretaria de Hidrocarburos, e ingeniero Gustavo Hernández García, Director General de PEMEX Exploración y Producción. Para dar inicio tiene la palabra el Secretario, licenciado Pedro Joaquín Coldwell, quien dará una explicación del procedimiento conocido como Ronda Cero, el cual se deriva del 6º Transitorio del Decreto de Reforma Constitucional en Materia Energética, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 20 de diciembre de 2013, y de las áreas que se han considerado incluir en la Ronda Uno de Licitaciones de Contratos para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos. Intervención del Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell Muy buenos días a todos, muchas gracias por su presencia. Nos congrega el anuncio que hizo el pasado lunes el señor Presidente de la República, Enrique Peña Nieto para anunciar hoy la Ronda Cero, así como también la primera aproximación de Ronda Uno. Como todos sabemos, el pasado 21 de marzo Pemex solicitó a la Secretaría de Energía le asignara en el marco de la Ronda Cero campos en producción y áreas para su exploración, de conformidad con el sexto transitorio del Decreto Constitucional de Reforma Energética. A lo largo de este tiempo, la Secretaría de Energía, la Comisión Nacional de Hidrocarburos y el propio Pemex hemos venido trabajando en la misma dirección, por lo que hoy estamos en condiciones de resolver la Ronda Cero. Quiero expresar un público reconocimiento al Director General de Pemex, Maestro Emilio Lozoya Austin por la extraordinaria cooperación de Pemex a lo largo de este proceso y desde luego, también hacer extensivo el reconocimiento de la Secretaría de Energía a los comisionada y comisionados que integran la CNH porque llevaron a cabo un trabajo espléndido de asistencia técnica a la Secretaría de Energía y que nos permite llegar a este crucial momento. Con este acto, iniciamos la estimulante tarea de poner en marcha la Reforma Energética. Logramos desahogar la Ronda Cero con anticipación al plazo marcado en el Decreto de la Reforma Constitucional.
Lo anterior revela una voluntad política clara y firme del Gobierno Federal por realizar los cambios que el sector energético necesita. El pasado 21 de marzo, en el marco de la Ronda Cero, Pemex solicitó a la Secretaría de Energía le fueran asignados campos en producción que representan el 83% de las reservas 2p y el 31% de los recursos prospectivos de la Nación. La Secretaría de Energía, con la asistencia técnica de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, y después de un riguroso proceso de análisis y evaluación en los términos que mandata el Decreto Constitucional de la reforma, ha determinado asignarle a Pemex el 83% de las reservas 2p, es decir el 100% de lo solicitado, y el 21% de los recursos prospectivos del país, que equivale al 67% de lo solicitado. El tamaño total del área asignada a Pemex en la Ronda Cero alcanza una superficie cercana a 90 mil kilómetros cuadrados y un estimado de 20 mil 600 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que alcanzan para 15 años y medio de explotación y otros 5 años en superficies de exploración. Es decir, 20 años y medio calculados a un ritmo estimado de producción de 2 y medio millones de barriles diarios. Las cifras anteriores, garantizan que Pemex tendrá asegurado su desenvolvimiento en el futuro inmediato y con las nuevas modificaciones jurídicas, fiscales y administrativas de la reforma que la favorecen, Pemex continuará siendo la gran empresa de los mexicanos. Es conveniente precisar que la Ronda Cero se refiere exclusivamente a las asignaciones directas que se le otorgan a Pemex por parte del Gobierno Federal, sin detrimento de que esta empresa participe en las licitaciones de Ronda Uno y subsecuentes. Una vez resuelta, como ya lo hemos hecho la Ronda Cero, Pemex queda en condiciones de asumir dos decisiones cruciales para la implementación de la Reforma Energética: Una es determinar cuáles Contratos Integrales de Exploración y Producción (CIEP S) y Contratos de Obra Pública Financiada (COPF S) que fueron licitados previamente, migrarán al nuevo régimen contractual de la reforma. Como ustedes recordarán, los CIEP S conocidos como contratos incentivados los contratistas podían llevar a cabo trabajos de exploración y producción de hidrocarburos. Con los COPF S, podían construir obra pública financiada, recibiendo remuneraciones en efectivo. A partir de la nueva Ley de Hidrocarburos, estos contratos podrán migrar a las nuevas formas previstas en esta legislación, sin necesidad de acudir a nuevas licitaciones porque ya participaron en ellas desde el momento en que se les asignaron los contratos originales. Pemex y los contratistas en el contexto de la Reforma Energética negociarán libremente su eventual cambio de estatus, que será sometido a la autorización de la Secretaría de Energía y también a la Secretaría de Hacienda.
Por otra parte, definida la Ronda Cero, Pemex está también en condiciones de resolver en qué campos de producción y áreas de exploración podrá asociarse para cumplir mejor su cometido y empezar una nueva era como una empresa más ágil, fuerte, dotada de instrumentos tecnológicos y capaces de mejorar el capital humano en que se sustenta. En este mismo acto, les comunicaremos también la primera aproximación de lo que será la Ronda Uno para otorgar contratos mediante licitación a las empresas públicas y privadas, interesadas en participar en tareas de exploración y extracción de los hidrocarburos. El presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos revelará el calendario de instrumentación de la Ronda Uno. Señoras y señores: Con este evento que hoy nos congrega, queremos informarle al pueblo de México, a los medios de comunicación, a la comunidad científica y tecnológica, a la industria nacional e internacional, los rasgos y el perfil de los nuevos caminos que se abren en la industria mexicana de los hidrocarburos. La suma de las inversiones que vendrán con los contratos de asociación que realice Pemex, con la migración de CIEP S y de COPF S, y así como con los nuevos campos y áreas que se explorarán y explotarán ascenderán a alrededor de 50 mil millones de dólares en el periodo 2015-2018. Queremos evitar demoras y pausas y empezar a colmar las expectativas que se han abierto con la aprobación de la Reforma Energética. Sí, queremos actuar con celeridad, pero también con eficacia para remontar la lentitud económica, para frenar la producción de crudo que nos afecta desde el 2004, para incrementar la renta petrolera de la Nación, para crear nuevos empleos, para acelerar el ritmo en el que nuestro país debe incorporarse a las corrientes mundiales de la revolución científica y tecnológica y, por añadidura, para poner en juego la riqueza subterránea y subacuática del país en beneficio de ésta y de las futuras generaciones de mexicanos. Cada uno de los pasos que hemos dado en la Reforma Energética han ameritado un análisis riguroso y profundo, ajenos a la precipitación y al descuido; obedecen al imperativo de resolver problemas y de que cumplan el cometido de superar situaciones específicas. Hay un ímpetu prudente y así seguiremos actuando en lo que sigue. Instrumentar la reforma ya aprobada como nos instruyó el señor Presidente de la República, requiere un cuidado extremo, examinar con detenimiento todas las medidas, desde las que se refieren a preservar los bienes del Estado, hasta la incorporación de los particulares, el manejo de la renta petrolera y los beneficios para los mexicanos. Por fin, estamos aterrizando los cambios que hemos ido construyendo en materia de energía durante los últimos meses con el Congreso. Por fin, vamos a construir las nuevas oportunidades para nosotros y nuestros descendientes y volver a hacer de la energía un arma para nuestro progreso.
Me congratulo y creo que ustedes conmigo, de participar en este cambio de México. Muchas gracias. Moderador: Agradecemos la intervención del Secretario de Energía. A continuación tiene la palabra el maestro Juan Carlos Zepeda Molina, quien brindará una explicación sobre la asistencia técnica otorgada por la Comisión Nacional de Hidrocarburos a la Secretaría de Energía en el análisis de la solicitud presentada por Petróleos Mexicanos. A continuación hará uso de la palabra la doctora María de Lourdes Melgar Palacios, quien realizará la presentación de las áreas en exploración y campos en producción que se otorgarán a Petróleos Mexicanos a través de asignaciones en el marco de la Ronda Cero. Intervención de María de Lourdes Melgar Palacios, Subsecretaria de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía. Muy buenos días a todos. Con su venia, señor Secretario, a continuación presentaré los resultados de la llamada Ronda Cero. En cumplimiento de lo establecido en el 6º Transitorio del Decreto de Reforma Constitucional en Materia de Energía promulgado el 20 de diciembre de 2013, presentaré a ustedes el resultado de la resolución de la Secretaría de Energía de la solicitud que PEMEX presentó a su consideración el pasado 21 de marzo sobre las áreas en exploración y los campos en producción que pedían le fueran asignados. El 6º Transitorio Constitucional de la Reforma Energética establece los plazos y los lineamientos para llevar a cabo la llamada Ronda Cero. De este texto destaco a su atención lo siguiente: Lo primero que ya comentó el señor Secretario es que la Secretaría de Energía contará con la asistencia técnica de la Comisión Nacional de Hidrocarburos para evaluar la solicitud de PEMEX. Adicionalmente PEMEX deberá someter a consideración de la Secretaría la adjudicación de las áreas en exploración y los campos que esté en capacidad de operar a través de asignaciones. Y para lo anterior deberá acreditar que cuenta con las capacidades técnicas, financieras y de ejecución necesarias para explorar y extraer los hidrocarburos en forma eficiente y competitiva. En este proceso la Secretaría de Energía contó con el apoyo técnico de la Comisión Nacional de Hidrocarburos y quisiera sumarme al agradecimiento que ya hizo el señor Secretario y hacer un amplio reconocimiento al Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, a los comisionados ponentes y a todos los miembros del pleno por el compromiso, profesionalismo y entrega con la que analizaron la solicitud de Petróleos Mexicanos y apoyaron a la Secretaría de Energía en esta resolución.
Cumpliendo en tiempo y forma con lo establecido en el 6º Transitorio, Petróleos Mexicanos hizo entrega de su solicitud el pasado 21 de marzo. Hoy, dentro del plazo establecido, la Secretaría de Energía emite su resolución e inicia la entrega de asignaciones, misma que concluirá antes de que finalice este mes. Destaco su atención en los criterios puntuales establecidos en el Texto Constitucional para la confirmación de los derechos de Petróleos Mexicanos. En materia de exploración se refiere a las áreas en las que PEMEX haya realizado descubrimientos comerciales o inversiones en exploración en los que en un plazo de tres años, a los cuales se les pueden sumar dos adicionales, esté en capacidad de llevarlo a una etapa de producción. Y en el caso de la extracción se refiere a aquellos campos que se encontraban en producción al momento en que se emitió el Decreto Constitucional. La solicitud de PEMEX, como ya comentó el señor Secretario, consistió de una solicitud del 83 por ciento de las reservas 2P, es decir, de 20.5 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente y del 31 por ciento del recurso prospectivo del país, que equivale al 34.8 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Para estos recursos se cuenta con información técnica a partir de la cual se puede inferir su existencia. El análisis que se presenta surge de la reforma de diciembre de 2013. A partir de ese momento y hasta el 21 de marzo PEMEX preparó la solicitud correspondiente. La Secretaría de Energía y la Comisión Nacional de Hidrocarburos contamos con casi cinco meses para llegar a las conclusiones que a continuación presentaré. Primero, en términos de las reservas probadas y probables se asigna a Petróleos Mexicanos un volumen de 20 mil 589 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, es decir, prácticamente el 100 por ciento del volumen solicitado en términos de las reservas, lo que equivale a 15.5 años de producción si consideramos una producción de 2.5 millones de barriles diarios. En términos de los recursos prospectivos se asigna a PEMEX 22 mil 126 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, es decir, el 67 por ciento de lo solicitado, lo que equivale aproximadamente cinco años de producción con base a las reservas a incorporar. Así, Petróleos Mexicanos contará con el 83 por ciento de las reservas 2P y sobre el 21 por ciento del recurso prospectivo de México. De esta forma se establece un piso para que PEMEX pueda producir del orden de 2.5 millones de barriles diarios en los próximos 20.5 años. Quisiera destacar que este es un piso, ya que PEMEX podrá participar en las rondas de licitación de contratos que celebre el Estado y podrá recibir asignaciones en los términos que establece la Ley de Hidrocarburos.
Quisiera destacar también que los recursos asignados mediante la Ronda Cero ubican a Petróleos Mexicanos entre las primeras 10 empresas en términos de reservas probadas. Esta gráfica muestra un comparativo de empresas petroleras que certifican sus reservas bajo la misma metodología. Aquí notaran que PEMEX ocupa el lugar número cinco, justo por debajo de PETROBRAS y por arriba de Total, y de otra empresa importante como es BP. Esta clasificación no incluye a las empresas de los países miembros de la OPEP. Este mapa es el resultado de la llamada Ronda Cero, en él plasmamos todo lo que tiene que ver con los campos en producción y las asignaciones que se darán en exploración. La resolución se compone de una cartera de proyectos balanceada y diversificada tanto en exploración como en extracción. En lo que respecta a las áreas de extracción se otorga a PEMEX campos en las cuencas del sureste, que incluye campos en aguas someras, en donde PEMEX tiene una probada experiencia y reconocido liderazgo; campos terrestres, así como ciertas áreas de Chicontepec, donde si bien ha tenido dificultades existen importantes recursos petroleros. En áreas exploratorias igualmente se otorgan importantes recursos en cuencas del sureste, así como recursos no convencionales y aguas profundas, donde PEMEX ha probado tener capacidad para descubrir campos. Las áreas asignadas cumplen con los criterios establecidos en la Constitución y garantizan a PEMEX su consolidación como empresa productiva del Estado. Si me lo permiten, ahora detallaré algunas áreas en particular. En el área de Perdido se da preferencia a las áreas que ha explorado PEMEX con éxito y descubrimientos de recursos, siguiendo la alineación de las estructuras geológicas del cinturón plegado de Perdido del norte al sur de esta zona. Se asignaron áreas exploratorias que representan el 42 por ciento de los recursos prospectivos con respecto al total regional. Pemex ha demostrado competencia técnica y tiene oportunidades para el éxito comercial y la incorporación de reservas con la programación de 28 pozos exploratorios para los próximos años. Pasaríamos a las aguas profundas de Holok y Han, en donde se otorgan áreas a PEMEX para que siga desarrollando actividades exploratorias enfocadas a la incorporación de reservas de gas natural en el tren estructural de las cordilleras mexicanas, en particular el alineamiento de los campos Lakach, Piklix y Kunah. En la cuenca salina se asignan áreas que precisan estudios adicionales y algunas perforaciones con el fin de fortalecer la cartera de oportunidades y precisar la incertidumbre y el riesgo geológico asociado.
En Burgos y Sabinas se otorgan reservas 2P del orden de 425 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Cabe mencionar que en esta región no se otorgaron áreas exploratorias con recursos prospectivos debido a que no fueron solicitados por Petróleos Mexicanos. En el área de Ébano-Panuco se otorga en el área asignada en contratos incentivados por parte de Petróleos Mexicanos, igualmente en el caso de los contratos otorgados en Chicontepec. Asimismo, se otorgaron campos en la Faja de Oro, zona en la que Petróleos Mexicanos ha producido por décadas. En las zonas terrestres, en lo que respecta a campos de extracción se otorgaron reservas 2P del orden de cuatro mil 579 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. En las áreas exploratorias de las cuencas de Veracruz y las cuencas del sureste se asigna a PEMEX cerca del 80 por ciento de lo solicitado; lo anterior debido a que ha demostrado que cuenta con capacidades técnicas y de ejecución para tener éxito comercial con incorporación de reservas en un plazo de tres años. Además cuenta con la infraestructura necesaria para su desarrollo presentado en un plan de exploración para perforar cerca de 91 pozos exploratorios en los próximos años. Las áreas asignadas tienen asociados un recurso prospectivo del 72 por ciento del total del área en esta región. En las aguas someras se asignaron reservas 2P a Petróleos Mexicanos del orden de 11 mil 374 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. En el caso de las áreas exploratorias en aguas someras, PEMEX también ha demostrado capacidades técnicas y de ejecución más que satisfactorias, lo cual se refleja en un plan de incorporación de reservas atractivo para los próximos años del orden de dos mil 886 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y con una perforación de 89 pozos exploratorios, cuyas probabilidades geológicas y comerciales son relativamente altas. En el concepto exploratorio de recursos no convencionales fue probado exitosamente por PEMEX desde 2010 con la perforación de 18 pozos exploratorios. Se asignaron áreas con el objetivo de que PEMEX esté en posibilidad de continuar la evaluación de recursos de gas y de aceite en lutitas y aborde a corto plazo las fases de desarrollo y exploración intensiva en yacimientos no convencionales. En algunas áreas de la cuenca de Tampico-Misantla no fueron asignadas en razón de que en esta región se requieren proyectos integrales y de ciclo completo cuyo alcance eslabone las fases de exploración, caracterización, perforación, producción, hidrocarburos no convencionales en un periodo de tiempo razonable de acuerdo a las prácticas internacionales. Para concluir presento a ustedes este cuadro-resumen de las reservas y recursos prospectivos otorgados a PEMEX.
Destaco a su atención el balance y diversidad que se da a PEMEX unas bases sólidas para mantener su liderazgo en las áreas en las que ha destacado hasta ahora, como son las aguas someras, y le permite fortalecer sus capacidades en áreas como aguas profundas o no convencionales. Eso sería todo. Muchísimas gracias. Moderador: Damos gracias a la Subsecretaria de Hidrocarburos por su participación. En seguida el Secretario de Energía firmará el primer título de asignación y hará entrega de manera simbólica de un paquete con las primeras asignaciones de la Ronda Cero que se otorgan a Petróleos Mexicanos, el resto de las asignaciones se remitirán en las próximas semanas. Se invita a todos los asistentes a permanecer en su lugar. A continuación solicitamos al maestro Emilio Lozoya Austin que haga uso de la palabra. Intervención del Director General de Pemex, Emilio Lozoya Austin. El día de hoy, 13 de agosto de 2014, a menos de 48 horas de que el Presidente de la República firmara los decretos de ley con los que culminó el proceso legislativo de la Reforma Energética, estamos reunidos para dar a conocer las primeras acciones concretas en que se plasma la mayor transformación del marco jurídico de la industria petrolera desde 1938. En la Reforma Constitucional se establecieron los plazos para que Petróleos Mexicanos hiciera del conocimiento de las autoridades la propuesta de campos en producción y de áreas de exploración que pretendía conservar la empresa a través de asignaciones en la llamada ronda cero, así como los argumentos técnicos y financieros sobre los que fincaba su propuesta. La Reforma Constitucional estableció también el término dentro del cual la Secretaría de Energía, con la asistencia técnica de la Comisión Nacional de Hidrocarburos debía dar respuesta a la propuesta de Pemex. Celebro, y creo que debemos celebrar todos, que la Sener haya concluido su análisis en forma y que se haya adelantado, incluso, a los tiempos fijados. Y lo celebro porque, una vez concluida la fase legislativa del ambicioso programa de transformación que ha impulsado el Presidente Enrique Peña Nieto, y en particular, una vez concluido el trabajo del Congreso en materia energética, el país reclama que nos pongamos a trabajar y aterricemos la Reforma Energética. Que transformemos las promesas de las reformas en hechos que vayan cambiando la realidad de México, que den lugar a un mayor dinamismo en lo económico, a más y mejores empleos sobre todo para nuestros jóvenes y que abran nuevos horizontes de bienestar para todos los mexicanos. Quiero, por ello, felicitar muy particularmente al Secretario Pedro Joaquín Coldwell, lo mismo que a Juan Carlos Zepeda y su equipo en la Comisión Nacional de Hidrocarburos, por esta muestra inicial de oportunidad y eficiencia para echar a andar la Reforma Energética.
Y quiero agradecerles, al mismo tiempo, la entrega, el profesionalismo y la altura de miras con la que se encararon esta primera y fundamental tarea en la definición de la nueva estructura de la industria petrolera de México. Las áreas de exploración y los campos en producción asignados a Petróleos Mexicanos garantizan la viabilidad en el corto y mediano plazo de la operación de Petróleos Mexicanos y sientan las bases para su expansión a largo plazo. Las áreas asignadas representan un balance adecuado entre yacimientos en los cuales Petróleos Mexicanos tiene una gran experiencia y, de hecho, es líder a nivel mundial, así como yacimientos de nuevo tipo sobre los que descansa el futuro petrolero México, y en los que Pemex comienza en estos campos a generar habilidades y conocimiento. En suma, los campos asignados nos permiten garantizar la estabilización de la producción a costos competitivos en el corto plazo y nos abren la posibilidad de asimilar la tecnología necesaria para el desarrollo de los campos en el futuro. Las áreas exploratorias asignadas, por otra parte, son aquellas que han sido estudiadas en mayor detalle por Petróleos Mexicanos por lo que existe mayor certeza de descubrir más reservas con costos de descubrimiento relativamente bajos o competitivos. Estos dos elementos dan mayor certidumbre sobre los resultados de Petróleos Mexicanos en los próximos años. Todo ello, sin embargo, no es suficiente. Pemex debe ser un actor central en la expansión de la industria petrolera que es el objetivo central de la Reforma Energética. Para ello, debe aprovechar al máximo las herramientas que la propia Reforma pone a nuestra disposición. Este es el caso, particularmente, de las asociaciones estratégicas que son práctica común en todo el mundo pero que hasta antes de la Reforma no eran disponibles para Petróleos Mexicanos. Para aprovechar cabalmente las ventajas que la opción de asociarnos con otras empresas nos brinda, hemos diseñado una estrategia que abarca tres frentes. En primer lugar es el de la migración de los contratos existentes, los CIEPS o Contratos Integrales de Exploración y Producción y los COPS o Contratos de Obra Pública Financiada, a los nuevos esquemas contractuales previstos a partir de la Reforma. Conviene recordar que estos campos no se sujetarán a licitación dado que ya tienen un contratista titular y estos contratos ya fueron licitados en su momento. Al alinear de mejor manera los intereses del Gobierno, de Pemex y de los Contratistas, la migración de estos contratos permitirá acelerar la conversión de recursos prospectivos en reservas, y de estas en producción a corto plazo, aumentando así el volumen asociado de utilidades, derechos e impuestos.
El primer paquete consistirá en la migración de los contratos de 11 campos en los próximos seis meses. Se trata de campos de la Región Sur, y de los activos en Poza Rica Altamira y Burgos en la Región Norte, con más de 569 millones de barriles de reservas 2P y con recursos prospectivos de casi 1,300 millones de barriles. En estos campos, la inversión requerida para explotar la totalidad de la reserva 2P a lo largo de la vida de estos contratos asciende a 11,380 millones de dólares. Luego de estos primeros 11 contratos, tenemos también contemplada la migración de otro paquete también de 11 contratos integrales o de obra pública financiada en Chicontepec y en Burgos, con más de 1,600 millones de barriles en reservas 2P. Estos contratos migrarán a las nuevas modalidades entre febrero y agosto de 2015, y la inversión aproximada que se requerirá para explotar las reservas 2P asciende a casi 33 mil millones de dólares. El segundo frente, y el más importante en el corto plazo en materia de asociaciones es el de la búsqueda de socios para el desarrollo de campos que se le han asignado a Pemex en la Ronda 0. Se trata de un grupo de 10 proyectos que por su alta complejidad técnica, su intensidad de capital o por otras consideraciones estratégicas dentro de nuestra cartera de proyectos se pueden beneficiar de la participación de compañías que complementen el capital, el conocimiento, y la capacidad operativa de Pemex. Con ello buscamos una mayor generación de valor y una disminución del riesgo asumido por Petróleos Mexicanos. Podemos agrupar estos 10 proyectos de asociación en cuatro paquetes. El primer paquete, de campos maduros, incluye 3 campos terrestres en los que nuestro objetivo es optimizar el factor de recuperación y rentabilidad mediante la aplicación de tecnologías de punta. En conjunto concentran 248 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas 2P y requieren una inversión mínima de 1,700 millones de dólares en los siguientes cinco años. Este paquete considera también tres campos maduros marinos para una segunda asociación estratégica. Se trata de campos actualmente en producción y que concentran 350 millones de barriles de crudo equivalente en reservas 2P y requerirán una inversión del orden de 6,300 millones de dólares a lo largo de los siguientes seis años. El segundo paquete está enfocado a tres campos de crudo extra-pesado con densidad menor o igual a 11 grados API; que es como si fuera una miel pesada y por lo tanto representa un reto tecnológico para Petróleos Mexicanos: estos son Ayatsil, Tekel y Utsil. El campo Ayatsil, el principal del grupo, iniciará producción a finales de 2014. Estos campos tienen reservas 2P de 747 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y supondrán la inversión de más de 6,200 millones de dólares en los siguientes 10 años.
El tercer paquete está asociado al desarrollo de dos campos gigantes de gas en aguas profundas que contienen 212 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas 2P y suponen inversiones de 6,800 millones de dólares en un horizonte de diez años. Estos campos se ubican en la cuenca gasífera de aguas profundas donde está localizado el campo Lakach, por lo que se beneficiarán de las sinergias en materia de infraestructura que hoy en día ya Petróleos Mexicanos está construyendo en esta zona. El cuarto paquete, tiene como objetivo establecer dos asociaciones estratégicas y está enfocado a desarrollar los campos recientemente descubiertos en aguas profundas en el área de Perdido, en particular, Trión y Exploratus. Estos campos están aún en proceso de delimitación pero estimamos que concentran reservas 3P con un potencial de 500 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, y requerirán un mínimo de inversión de 11 mil millones de dólares a lo largo de ocho años. En resumen, Pemex ha identificado, de entre los campos que se le han asignado, diez oportunidades de asociación estratégica a consolidar en el corto plazo, es en un lapso de 13 meses que comenzará en noviembre del presente año. Estos primeros proyectos seleccionados nos permitirán aprovechar la posibilidad de establecer asociaciones estratégicas, a las cuales Pemex no tenía posibilidad, y que involucran 1,556 millones de barriles de reservas 2P más los que resulten de la delimitación de los campos en el Área de Perdido a los que ya hice referencia. En conjunto, los diez proyectos de asociación estratégica, los 10 farm outs como se denominan en inglés, involucran la inversión de 32 mil 295 millones de dólares en horizontes que varían de cinco a diez años dependiendo cada proyecto. Esta inversión se suma a la inversión en los contratos integrales y de obra pública financiada que mencioné antes y que en su totalidad los CIEP y los COPF representan inversiones por 44 mil millones de dólares. Es decir, la suma de los farm outs por casi 33 mil millones de dólares, y los CIEP s y los COPF s, representan una inversión total de 76 mil millones de dólares a realizarse en nuestro país. En promedio en los primeros cinco años, las asociaciones, es decir: los farm outs significarán poco más de 4,100 millones de dólares anuales de inversión neta adicional. Es este, sin duda, un primer efecto dinamizador de corto plazo que debemos contabilizar en el haber de la Reforma Energética impulsada por el Presidente Enrique Peña Nieto y aprobada por distintas fuerzas políticas en el Congreso de la Unión. Si consideramos que la inversión actual de Petróleos Mexicanos en exploración y producción es del orden de 25 mil millones de dólares anuales, o alrededor de 2 por ciento del PIB, estas 10 propuestas de asociación los farm outs-, por sí solas, aumentarán la inversión en la industria petrolera en un 16 por ciento o más de tres décimas del Producto Interno Bruto del país. Si además le sumamos los 44 mil millones de dólares asociados a la inversión potencial en los CIEP s y los COPF s, estamos hablando de que la inversión en los primeros años después de la Reforma
Energética podría estar incrementándose en 25 por ciento, sobre los 25 mil millones de dólares que hoy en día estamos invirtiendo o un neto incremental aproximado de 0.5 por ciento de Producto Interno Bruto. Adicionalmente, Petróleos Mexicanos está estudiando la posibilidad de extender su estrategia de asociaciones estratégicas en los campos que le han sido asignados en una segunda fase a definir en el 2015. En este proceso de evaluación están involucrados campos maduros con potencial para aplicar tecnologías de recuperación mejorada; campos de aceite y gas en lutitas y el campo Maximino en aguas profundas que aún se encuentra también en proceso de delimitación. Por último, en el tercero de los frentes que mencioné al principio de esta intervención, Pemex está trabajando arduamente en la definición de aquellas asociaciones para que podamos fortalecer nuestra posición competitiva y que signifique un desarrollo de competencias técnicas y organizacionales para competir en las rondas 1 y subsecuentes en la Comisión Nacional de Hidrocarburos en los siguientes meses. Como podrán ustedes apreciar de este recuento de proyectos y acciones, la Reforma Energética está empezando a dar resultados de dinamizar a la industria petrolera desde el primer día. Por otra parte, es evidente que como resultado de la Reforma y de la utilización de las nuevas facultades que se le confiere a Pemex, nuestra empresa, la empresa de todos los mexicanos, se fortalece y se potencia la capacidad de operación y de inversión. Mi reconocimiento, muy particular, a todos los compañeros en Petróleos Mexicanos que han venido participando en los procesos que nos han permitido llegar hoy a estos anuncios, y que sin duda constituyen muy buenos augurios de Petróleos Mexicanos para las finanzas públicas y para que todos los mexicanos tengan mejores oportunidades. Petróleos Mexicanos enfrenta el mayor reto en su historia, el reto de competir en toda la cadena de valor. Dada la calidad, el profesionalismo y la entrega de los petroleros, estoy seguro que esa competencia la vamos a enfrentar y estaremos a la altura de lo que se espera de nosotros y sin duda Pemex seguirá siendo la empresa más grande del país y la mejor. Muchas gracias Moderador: Agradecemos la intervención del Director General de Petróleos Mexicanos y solicitamos nuevamente la presencia de la doctora Lourdes Melgar para que realice la presentación sobre las áreas consideradas por la Secretaría de Energía para las licitaciones que efectuará la Comisión Nacional de Hidrocarburos durante la Ronda Uno a desarrollarse en los próximos meses. Intervención de María de Lourdes Melgar Palacios, Subsecretaria de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía.
Muchas gracias. Como se ha comentado en otras ocasiones, la Ronda Cero es un lado de una medalla y el otro lado es la Ronda Uno. Ya escuchamos con detenimiento y con gran interés los proyectos que tiene Petróleos Mexicanos, el Director General, para poder avanzar y fortalecer a la empresa productiva del Estado. A continuación presentaré a ustedes la propuesta de Ronda Uno que estará licitando el Estado Mexicano en los próximos meses. Esta Ronda incluye tanto las asociaciones que PEMEX decida celebrar una vez que haya migrado una asignación a contratos, así como nuevas áreas de exploración o campos de extracción que no fueron solicitados por PEMEX o que no le fueron otorgados, y que permitirán incrementar la producción petrolera en el corto plazo. La Ronda Uno se definió con base en los siguientes criterios: Primero, el potencial para incrementar la producción de petróleo y gas natural en el corto plazo; segundo, el potencial para incorporar reservas; y tercero, el potencial para buscar nuevas áreas para incrementar el recurso prospectivo del país. En este cuadro ustedes podrán ver un resumen de lo que es la primera aproximación a lo que será la Ronda Uno, en la que se propone la inclusión de 109 bloques para la exploración y 60 campos para la extracción de hidrocarburos, que suman una superficie cercana a los 28 mil kilómetros cuadrados y representan una inversión anual de aproximadamente ocho mil 525 millones de dólares, sin contar las asociaciones de PEMEX con las cuales se alcanzará una inversión anual del orden de 12 mil 625 millones de dólares en los primeros años de la implementación. Este sería el mapa de la Ronda Uno que consiste en un portafolio balanceo de áreas y de bloques de diversas categorías, toda vez que combina oportunidades de exploración en áreas ya productoras y en áreas relativamente nuevas y/o poco exploradas en recursos convencionales. Además incluye áreas de alto potencial prospectivo en yacimientos no convencionales. En aguas profundas, en el área de Perdido se proponen 11 áreas a licitar, que van de 224 a 409 kilómetros cuadrados; ocho de estas áreas se encuentran en la parte de Cinturón Plegado. Este sistema plegado se alinea con el mismo sistema de estructuras en donde se localizan los campos de Baha, Trident, Great White, en los Estados Unidos; y los pozos Trión 1, Supremus 1, Pep 1 y Maximino 1 en México, que como ustedes saben fueron otorgados a PEMEX. El sistema de fallas inversas y el fracturamiento asociado que afecta a la estructura anticlinales se consideran rutas de migración que puedan facilitar la carga de hidrocarburos hacia los objetivos. Adicionalmente se consideran tres bloques al oeste del área para evaluar trampas de hidrocarburos asociadas con la sal alóctona, donde se han identificado estructuras importantes de aceite ligero y gas húmedo.
El recurso prospectivo estimado en los bloques delimitados asciende a mil 591 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Los bloques propuestos en la Ronda Uno se describen como estratégicos para continuar 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. También en aguas profundas del sur se identificaron bloques para Ronda Uno en la provincia de Cordilleras Mexicanas, que 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 kilómetros cuadrados en función de la madurez de la exploración y de la batimetría en esta región del Golfo de México. Quisiera comentar que lo que ven en el mapa en cuadritos azules serían los bloques y lo que ven como manchas rojas son lo que incluimos aquí, las asociaciones que buscaría PEMEX, los llamados farm outs. En el caso de Chicontepec y no convencionales, el potencial de recurso no convencional de la Cuenca Tampico-Misantla resulta prometedor, de tal suerte que los bloques propuestos de 120 kilómetros cuadrados en promedio para la Ronda Uno poseen un recurso prospectivo estimado de cerca de ocho mil 927 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. El objetivo de la propuesta de áreas de exploración en esta región es el promover la realización de proyectos de ciclo completo que aseguren la bipolación secuencial del proceso de exploración, es decir, caracterización, perforación, desarrollo y producción intensiva de aceite y gas no convencionales en periodos de tiempo acorde con el promedio que registra la industria petrolera en este tipo de plays. Los campos de Chicontepec que se están proponiendo en la Ronda Uno incluyen áreas que complementan a los CIEPs con los que cuenta en la actualidad Petróleos Mexicanos y que, como ya explicó el Director General, estarán migrando a los nuevos tipos de contratos. Se busca generar sinergias entre PEMEX, los actuales socios de los CIEPs y las potenciales empresas participantes en esta Ronda Uno. En aguas someras de las cuencas del sureste se han descubierto campos importantes de aceite y gas que han contribuido a conocer con un alto nivel de incertidumbre la geología petrolera y el potencial petrolero de la región. La propuesta de bloques en el marco de Ronda Uno busca acelerar la capacidad de respuesta entre descubrimientos adicionales y la primera producción de hidrocarburos. El tamaño de bloques propuestos varía de entre 313 y 630 kilómetros cuadrados en los 11 bloques propuestos con un recurso prospectivo de 724 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Con relación a los campos con aceites pesados y extrapesados se incluyen campos como Pit, Pot, Tson, Alak, Kach y Kastelán, los cuales presentan una excelente oportunidad de desarrollo dentro de la Ronda Uno y permitirán incrementar la producción de petróleo en esta administración. Existen otros campos en aguas someras que son excelentes propuestas candidato para procesos de recuperación mejorada que también han sido incluidos. En términos de los no convencionales, además de lo ya comentado con relación a la región de Tampico-Misantla y Chicontepec, el objetivo de la propuesta de áreas en esta región es el de promover la realización de proyectos no convencionales de gas en la Cuenca de Sabinas en periodos de tiempo acorde con el promedio que registra la industria petrolera en este tipo de plays. El promedio de los bloques identificados es de 112 kilómetros cuadrados. Se propone incluir en Ronda Uno ocho bloques que representan 142 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Para concluir quisiera presentar en este cuadro-resumen, donde podrán ver que se incluyen cerca de cuatro mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente en un área de 14 mil 600 kilómetros cuadrados, comprendiendo una gama interesante de oportunidades que van desde campos terrestres convencionales, aguas someras y destacan aceites extrapesados y campos de Chicontepec, así como recursos prospectivos convencionales y no convencionales. En aguas profundas resalta la inclusión de bloques en las áreas de Cinturón Plegado de Perdido y del Cinturón Subsalino con un potencial de recursos prospectivos de casi mil 600 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. El tamaño de bloques varía de entre 225 hasta 410 kilómetros cuadrados. Como podrán ver, esta primera aproximación incluye diversidad en tamaño y tipo de recursos. Así, en la Ronda Uno en su totalidad se espera una inversión adicional de 12 mil 625 millones de dólares al año en promedio en el periodo 2015-2018, considerando las asociaciones de PEMEX. Muchas gracias por su atención. Moderador: Agradecemos su participación a la Subsecretaria y solicitamos la intervención del ingeniero Gustavo Hernández García, Director General de PEMEX Exploración y Producción, quien hablará de los planes que tiene Petróleos Mexicanos en el marco de la Ronda Uno. Intervención del Director General de Pemex Exploración y Producción, Gustavo Hernández García. Buenas tardes. Yo me voy permitir referir a los comentarios que hizo el Director General de Petróleos Mexicanos, el maestro Emilio Lozoya, sobre los dos temas fundamentales que tenemos de manera inmediata y que pueden potencializar el desarrollo de la empresa productiva del Estado con el objetivo de generación de valor, como se establece puntualmente en el Texto Constitucional.
Voy a hablar sobre estos dos, la migración, designaciones y el esquema de asociaciones. La migración de CIEPs y COPFs, como ya lo mencionó el maestro Lozoya, abarca 22 contratos, 11 en la primera etapa, porque podemos aprovechar las ventajas que tiene la reforma, los mejores términos fiscales que se pueden obtener de la conversación que se tenga con la Secretaría de Hacienda, del mejor modelo de contrato que establezca la Secretaría de Energía y con ello alinear los intereses de Petróleos Mexicanos, de los contratistas y del Estado. Para ello se han definido como mencionó el maestro Lozoya estos 11 campos que abarcan, como ven ahí claramente en la columna de reservas 2P, 569 millones de barriles de crudo equivalente; muchos de ellos, los primeros siete son de Rondas CIEPS, los últimos cuatro son de COPFs, ahí tienen el tiempo que han estado ya operando estos contratos y esta es la primera gran oportunidad de migración. Y en una segunda etapa, como se mencionó, están estos otros, que son cuatro de contratos de obra pública financiada y otros siete de contratos integrales, de CIEPs, esto totaliza una reserva 2P de mil 639 millones de barriles de crudo equivalente. Y para ello se estiman inversiones totales del orden de los 32 mil 700 millones de dólares. Pasaría al tema de los farm outs, los farm outs sin duda son la oportunidad que tiene Petróleos Mexicanos y el Estado de materializar los beneficios de la Reforma Energética. Y para ello identificamos campos, como ya mencionó el Director de Petróleos Mexicanos, que tienen alta complejidad técnica o que requieren alta intensidad de capital, o bien consideraciones estratégicas. Queremos acelerar el desarrollo e incrementar la producción, queremos acceder a mejores prácticas y tecnologías, y queremos liberar capacidad operativa para que Petróleos Mexicanos, la empresa productiva del Estado se dedique y se aboque a los campos que le fueron otorgados en la Ronda Cero, 100 por ciento de la reserva 2P en primera instancia para propósitos de producción y el 67 por ciento en requerimiento, 22 mil millones de barriles solicitados en recursos prospectivos. Los campos prioritarios, como se mencionó, son cuatro grupos: Campos maduros, campos de aceite extra pesado, gas en aguas profundas y, finalmente, aceite en aguas profundas. Esta lámina resume estos campos que ya había mencionado el maestro Lozoya, campos maduros tienen una reserva de 248, 312 kilómetros. Se espera invertir mil 700 millones de dólares. En marinos tenemos Bolontikú, Sinán y Jurásico, que son tres campos importantes con un volumen de reserva 2P importante, 350 millones de barriles de crudo equivalente. Ayatsil, Tekel y Utsil, los campos de aceite extra pesado, que si bien representan un reto tecnológico, Petróleos Mexicanos ya ha ido avanzando, está ya con algunas plataformas de ellas, de Ayatsil, instaladas, y otras en proceso de instalación a lo largo de este año, pero tiene un atractivo de 750 millones de barriles de crudo y equivalente y una inversión para los próximos 10 años de seis mil 200 millones.
Los gigantes de gas en aguas profundas en la cuenca profunda del sur del Golfo, tenemos a Kunah y Piklis, que en suma tienen 211 millones de reserva 2P, pero con un potencial de 500 en reserva 3P. Ahí la inversión que se espera es de seis mil 800. Y como lo mencionó en su intervención el Director de Petróleos Mexicanos, se quieren hacer sinergias con el trabajo y el proyecto que ya tiene desarrollando Petróleos Mexicanos en el campo Lakach. Finalmente, en descubrimientos en el área de Perdido, tanto Trión como Exploratus representan del orden de poco más de 500 millones de barriles en reserva 3P. De acuerdo a los lineamientos de la SEC, no podemos reclasificar a reserva 2P hasta que no empecemos la delimitación y el desarrollo, por eso está en reserva 3P, pero tienen un potencial de inversión de 11 mil millones de dólares a ejercerse en ocho años. Ese es el resumen de estos farm outs. Y como lo mencionó también nuestro Director de Petróleos Mexicanos, en la migración de asignaciones a contratos los primeros representan 11 mil millones de dólares; los segundos, la migración del segundo paquete, que sería el año que entra, otros 32 mil millones de dólares en términos de inversión estimada, y finalmente los farm outs de esta primera etapa de asociaciones, los 10 farm outs que acabo de mencionar, del orden de 32 mil 300 millones de dólares. Con eso yo concluyo mi intervención, muchas gracias. Moderador: Agradecemos al ingeniero Gustavo Hernández su participación y solicitamos que haga uso de la palabra el maestro Juan Carlos Zepeda Molina, Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, quien expondrá las distintas etapas y el cronograma en que se desarrollará la Ronda Uno. Intervención del Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, Juan Carlos Zepeda Molina. Muchas gracias a todos. Voy a mostrar ahora el cronograma para la instrumentación de la Ronda Uno, lo tienen aquí en pantalla. Voy a caminar este cronograma con ustedes, lo voy a hacer de arriba hacia abajo, es decir, voy a empezar con las flechas que están arriba, las voy a recorrer de izquierda a derecha y me voy bajando para explicar el cronograma. La instrumentación de la Ronda Uno empieza hoy, hoy se anunció las áreas de Ronda Uno y a partir de este momento entramos en una fase de acercamiento con la industria petrolera para tomar su retroalimentación. Es una retroalimentación que esperamos de la industria en materia de las áreas que mostró la Subsecretaria Melgar, estas áreas es una primera aproximación, pero vamos a esperar importante retroalimentación de la industria sobre las áreas y las oportunidades que ustedes identifiquen.
Este acercamiento, esta fase de retroalimentación termina en la tercera semana de noviembre. En la tercera semana de noviembre la Secretaría de Energía, después de haber recibido esa retroalimentación, tendrá una decisión definitiva de las áreas que deben integrar y que integrarán el proceso de licitación de Ronda Uno. Al término de esa tercera semana de noviembre e iniciando la cuarta semana de noviembre, con esa definición de áreas daremos anuncio y haremos de su conocimiento las pre bases de la licitación. Qué significa las pre bases, qué comprenden las pr ebases? Las pre bases van a tener entonces estas áreas en definitiva, pero van a tener también el planteamiento del modelo de contrato, los términos comerciales y los términos fiscales de cada uno de los bloques, ahí va a iniciar una segunda fase de acercamiento con la industria, ya no para el tema de las áreas, porque ya las áreas estarían definidas en definitiva, sino ahora el acercamiento con la industria es para tomar la opinión de la industria en cuanto a los términos fiscales, los términos comerciales y el modelo, la modalidad de contratación, que como sabemos puede ser contrato-licencia, producción compartida o utilidad compartida. Entonces, cuarta semana de noviembre, pre bases y se inicia esta segunda fase de acercamiento con la industria sobre los términos fiscales y económicos. Esa segunda fase de acercamiento con la industria termina en enero, para que en febrero, iniciando febrero, estemos poniendo en venta las bases de licitación y abriendo los cuartos de datos. Y posteriormente, la primera adjudicación de contratos la estaremos viendo a partir de mayo de 2015. Ahora, algo importante, como ustedes notaron, estoy hablando del periodo de las pre bases, que corre de finales de noviembre a enero, la venta de bases de febrero a mayo. No son fechas puntuales. Por qué no son fechas puntuales y por qué son intervalos? Porque estamos hablando, como ustedes ya lo vieron, de una Ronda Uno muy amplia, es una Ronda Uno que incluye campos maduros, campos de crudo extra pesado, no convencionales, aguas profundas; es una Ronda Uno amplia, esta primera ronda de México. En ese sentido, las pre bases, la apertura de cuartos de datos, la adjudicación de contratos, lo iremos haciendo de manera escalonada, privilegiando y en primer orden las áreas que deponen mayor producción en el corto plazo. Es decir, en ese sentido, en primer orden estaremos poniendo a disposición las pre bases y posteriormente los cuartos de datos y las adjudicaciones de los campos, de las asociaciones de PEMEX en primer lugar, junto con los campos que tienen reservas, lo que va a detonar producción en el corto plazo; posteriormente tendremos crudos extra pesados. Y en ese orden, hasta el final aguas profundas.
Entonces así la adjudicación de contratos inicia en febrero o antes, en el caso de los farm outs, si lo podemos hacer antes. Ahora voy a la última flecha roja, para extendernos todo 2015 hasta septiembre, en donde lo último que estemos adjudicando sean aguas profundas. Bajo ahora sobre el cronograma, eso que acabo de explicar es las fechas que están hasta arriba. Durante esta primera fase de acercamiento con la industria, en donde arranca hoy y la estaremos culminando en la tercera semana de noviembre, en ese proceso la Secretaría de Energía estará determinando la modalidad de contratación que se pondrá a opinión en la segunda fase de consulta. En ese mismo lapso, la Secretaría de Hacienda estará determinando el planteamiento de los términos fiscales, que también serán materia de la segunda fase de acercamiento con la industria. Por supuesto, en ese mismo periodo la Comisión Nacional de Hidrocarburos estará conformando los cuartos de datos, para que todo esté listo a partir de febrero que se venden las bases de licitación. Importante señalar que en cumplimiento de lo que marca la ley también estamos llevando a cabo, la Secretaría de Energía estará conduciendo a partir de las próximas semanas y hasta febrero el estudio de impacto social. La ley, como ustedes recuerdan, señala que cuando se trata de áreas costa adentro o en tierra hay un proceso de consulta social importante que llevar a cabo. Las flechas de hasta abajo son consistentes con lo que acabo yo de mencionar. En lo que se refiere a las asociaciones de PEMEX, las pre bases las estamos programando, como ya lo señaló el director Lozoya, para la segunda quincena de noviembre. Entonces éste es el cronograma general de la Ronda Uno, cuya instrumentación arranca el día de hoy. Muchas gracias. Moderador: Agradecemos la explicación del maestro Juan Carlos Zepeda Molina y es así, damas y caballeros, como llegamos a la parte final de este evento, agradeciendo su presencia. - - - o0o - - -