Las oportunidades de la Ronda Uno en

México

Rodrigo Hernández Ordóñez

Director General Adjunto de Administración del Sector

Hidrocarburos

1

6 MARZO 2015

¿POR QUE LA REFORMA?

DISMINUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN

2

A pesar del aumento en la inversión en exploración y extracción, la producción de petróleo se redujo de 3.4

millones de barriles por día en 2004 a 2.5 millones en 2013.

3.0

3.4

2.5

26,000

113,000

288,000

0

50

100

150

200

250

300

350

2,000

2,200

2,400

2,600

2,800

3,000

3,200

3,400

3,600

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

16

31

98

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Fuentes: Precio promedio anual de la Mezcla Mexicana de Exportación, PMI Comercio Internacional 1997 – 2013. Producción: Base de Datos

Institucional de Pemex, 1997– 2013. Inversión: Anuario Estadístico de Pemex, 1997-2012 y Consejo de Administración de Pemex, febrero 2014.

Inversión en exploración y extracción

(millones de pesos corrientes)

Producción de petróleo

(millones de barriles por día)

Precio de la mezcla mexicana de

exportación

(dólares por barril)

¿POR QUE LA REFORMA?

DISMINUCIÓN DE LAS RESERVAS

3

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Reservas Posibles

Reservas Probables

Reservas Probadas

10% probabilidad

50% probabilidad

90% probabilidad

44,530

Nota: Antes de 1998 no se aplicaban los criterios de la Securities Exchange Commission (SEC), por lo que no se cuenta con un

desagregado de reservas por tipo.

Reservas 3P/

Producción

(años)

39 39 41 38 35 33 30 29 29 28 28 30 31 31 32 33 32

Reservas 1P/

Producción

(años)

39 23 24 22 21 13 12 11 10 10 9 10 10 10 10 10 10

42,158

58,204

Mill

one

s d

e b

arr

iles d

e p

etr

óle

o c

rudo

eq

uiv

ale

nte

(mm

bpce

)

Fuente: Sistema Nacional de Energía, con información de Petróleos Mexicanos al 31 de diciembre de cada año.

La caída en la producción de petróleo y gas natural se acompaña con una disminución del 28% en las

reservas totales del país, de 1999 a 2013

LOS 5 PRINCIPIOS CONTENIDOS EN LA REFORMA CONSTITUCIONAL

4

PROPIEDAD DE LOS HIDROCARBUROS EN EL SUBSUELO ES DE LA NACIÓN.

LIBRE CONCURRENCIA Y COMPETENCIA ENTRE EMPRESAS DEL ESTADO Y

PARTICULARES EN TODAS LAS ACTIVIDADES, TANTO EN EXPLORACIÓN Y

PRODUCCIÓN, TRANSFORMACIÓN, LOGÍSTICA Y ELECTRICIDAD, EN BENEFICIO DE

LOS CONSUMIDORES.

FORTALECIMIENTO DE LOS ÓRGANOS REGULADORES, Y TRANSFORMACIÓN DE

PEMEX Y CFE.

TRANSPARENCIA Y RENDICIÓN DE CUENTAS.

PROTECCIÓN AL MEDIO AMBIENTE Y EL FOMENTO DE LAS ENERGÍAS LIMPIAS.

1

2

3

4

5

RONDA 1

5

• PRIMERA CONVOCATORIA PARA LA LICITACIÓN DECATORCE ÁREAS CONTRACTUALES EN AGUAS SOMERAS

• SEGUNDA CONVOCATORIA PARA LA LICITACIÓN DECINCO ÁREAS CONTRACTUALES EN AGUAS SOMERAS

6

RONDA 1

PRIMER CRONOGRAMA PROPUESTO

7

MAPA GENERAL DE ÁREAS PROPUESTAS

RONDAS

8

RONDA 1ATLAS GEOLÓGICO

• Atlas geológico de las Cuencas del Sureste

• 100% de cobertura sísmica 2D y 3D, el equivalente a 70 cubos sísmicos.

• Información de 32 pozos exploratorios de correlación

RONDA 1

CONVOCATORIA CNH-R01-C01/2014

9

• PRIMERA CONVOCATORIA PARA LA LICITACIÓN DECATORCE ÁREAS CONTRACTUALES EN AGUAS SOMERAS

10

RONDA 1PRIMERA CONVOCATORIA

14 Áreas de 116 a 500 km2

Área total de 4,222 km2

CONTRATO DE PRODUCCIÓN COMPARTIDAINCENTIVOS PARA ACELERAR LA RESTITUCIÓN DE RESERVAS E INCREMENTAR LA

PRODUCCIÓN

Período máximo de 5 años para realizar la exploración.

Compromiso mínimo de trabajo.

Se prevé la perforación de por lo menos 26 pozos

exploratorios en los próximos 36 meses en estos 14 bloques.

Reducción gradual de áreas no desarrolladas.

50% del Área no desarrollada a los 3 años.

50% del remanente no desarrollado al 4º año.

100% del remanente no desarrollado al 5º año.

Renta por km2 del área de exploración.

Incentivo para devolver áreas sin actividad exploratoria.11

CONTRATO DE PRODUCCIÓN COMPARTIDACARACTERÍSTICAS

Modelo de contrato

Utilizado ampliamente a nivel internacional.

Conocimiento de los costos de exploración y extracción, así

como de la tecnología utilizada en aguas someras.

Diseñado para proteger el interés del Estado, sin restar

atractivo a los inversionistas.

Estado

Recibe la producción y destina parte de ella para cubrir el

costo de exploración y producción, y una ganancia razonable

al contratista determinada en el proceso de licitación.

Contratista

Realiza las actividades de exploración a su cuenta y riesgo.

Recibe pagos una vez iniciada la etapa de producción.

12

CONTRATO DE PRODUCCIÓN COMPARTIDA

ETAPAS

Exploración Desarrollo

Período inicial de 3 años,

prorrogable hasta 2 años

Plan de Exploración

Programa Mínimo de

Trabajo

Programa de Transferencia

Tecnológica

Programa de

Administración de Riesgos

Programa Anual de Trabajo

En caso de descubrimiento

geológico hasta 2 Programas

de Evaluación (12 meses c/u)

En caso de descubrimiento

comercial:

Plan de Desarrollo

Actividades a realizar

Programa de

Transferencia

Tecnológica

Programa de

Recuperación Avanzada

Programa de

Administración de

Riesgos

Programa Anual de Trabajo

del periodo de Desarrollo

Nuevo

programa de

Recuperación

Avanzada

acorde a la

madurez del

yacimiento

Compromiso

de

inversiones

adicionales

relacionadas

con el nuevo

programa de

Recuperación

Avanzada

5 años

25 años

3 a 5 años hasta 22 años 5 años

2 Períodos adicionales

13

14

RONDA 1 CALENDARIO DE LICITACIONES

RONDA 1

15

• SEGUNDA CONVOCATORIA PARA LA LICITACIÓN DECINCO ÁREAS CONTRACTUALES EN AGUAS SOMERAS

CONVOCATORIA CNH-R01-C02/2015

16

9 campos en 5 áreas contractuales:

Reservas certificadas:

1P: 143 MMbpce

2P: 355 MMbpce

3P: 671 MMbpce

Superficie: 42 km2 a 68 km2

RONDA 1SEGUNDA CONVOCATORIA

17

RONDA 1RESERVAS

Área Contractual 1P 2P 3P Superficie (km2)

Amoca-Miztón-Tecoalli 62.8 121.5 187.7 68.0

Hokchi 21.3 66.7 92.7 42.0

Xulum 0.0 17.7 97.3 58.8

Ichalkil-Pokoch 41.4 85.4 190.6 58.0

Misón-Nak 17.7 63.8 103.1 54.1

Total 143.2 355.1 671.4 280.9

Reservas certificadas de hidrocarburos y superficies de las áreas propuestas

(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente, al 1 de enero de 2014.)

CONTRATO DE PRODUCCIÓN COMPARTIDAELEMENTOS CENTRALES DEL CONTRATO

Modelo diseñado para incrementar la producción a corto plazo y para proteger

el interés del Estado, esto sin restar atractivo a los inversionistas.

Adjudicado mediante licitación pública internacional y suscrito por el

Estado por conducto de la CNH.

Define el porcentaje mínimo de contenido nacional y su programa anual de

cumplimiento.• Evaluación: 17%.

• Extracción: 25 a 35% en diez años.

Establece obligaciones de seguridad industrial y protección al medio

ambiente, en materia de administración de riesgos y seguros.

Sujeto a reglas de transparencia sin precedente a nivel nacional e

internacional.

18

CONTRATO DE PRODUCCIÓN COMPARTIDA

ETAPAS

Evaluación Desarrollo

Período inicial de 2 años,

prorrogable por 1 año

Plan de Evaluación

Programa Mínimo de

Trabajo + Incremento

ofrecido por el Contratista

Contenido Nacional y

Transferencia Tecnológica

Programa de

Administración de Riesgos

Programa Anual de Trabajo

Se podrá extender el Período

Inicial a uno Adicional una vez

que se cumpla el Programa

Mínimo de Trabajo

En el caso de notificación de

continuación de actividades:

Plan de Desarrollo:

Programa de las

Actividades a realizar en

la totalidad del área

contractual

Información de Reservas

y Producción

Contenido Nacional y

Transferencia

Tecnológica

Programa de

Administración de

Riesgos

Programa de

trabajo e

inversión

acorde a la

madurez del

yacimiento

Compromiso

de

inversiones

adicionales

5 años25 años

2 a 3 años hasta 23 años 5 años

2 Períodos adicionales

19

CONTRATO DE PRODUCCIÓN COMPARTIDAINCENTIVOS PARA ACELERAR LA RESTITUCIÓN DE RESERVAS E INCREMENTAR LA

PRODUCCIÓN

Período máximo de 2 años para realizar la evaluación, prorrogable a 1

año adicional.

Compromiso mínimo de trabajo:

Se prevé la perforación de por lo menos 9 pozos de evaluación en

los próximos 24 meses en estas 5 áreas contractuales.

Se establece en Unidades de Trabajo.

• Lo que se cuantifica son las unidades para distintas actividadesrealizadas.

• Brinda flexibilidad a las decisiones de operación.

• En caso de cumplimiento con la actividad, se cumple con el compromiso.

• Solo en caso de incumplimiento con la actividad, se penaliza con el costoestimado, con base en el precio del petróleo vigente.

• La variable de adjudicación se transforma en unidades de trabajo parasu cumplimiento.

Trabajo que se realice en el primer periodo de evaluación por

encima del requerido se puede acreditar contra el periodo

adicional. 20

21

RONDA 1CONVOCATORIA Y BASES DE LA SEGUNDA LICITACIÓN

Capacidad técnica

1. Experiencia acreditable como Operador en el periodo 2010-2014.

a) Por lo menos tres proyectos de exploración y extracción, o

b) Inversiones de capital en proyectos de exploración y extracción

que en conjunto sean de por lo menos mil millones de dólares.

2. Haber sido el Operador en por lo menos un proyecto de extracción en

aguas someras o en aguas profundas y demostrar producción

mínima agregada de diez mil barriles diarios de petróleo crudo

equivalente (Este nivel de producción debió ser alcanzado en

promedio en cualquier año entre 2010 y 2014).

3. Contar con personal con al menos 10 años de experiencia

gerencial y operacional en el manejo de proyectos de extracción en

aguas someras o profundas.

4. Experiencia implementación y operación de sistemas de gestión de

seguridad industrial y protección al ambiente, durante los últimos

cinco años, tales como OHSAS 18001; ISO 14001; API RP75 e IGS.

22

RONDA 1CONVOCATORIA Y BASES DE LA SEGUNDA LICITACIÓN

Capacidad financiera

1. Demostrar un capital contable de por lo menos mil millones de

dólares,

En caso de formar parte de un Consorcio, el Operador deberá

demostrar por lo menos 600 millones de dólares.

Alternativamente, demostrar que tiene:

a. Activos totales con un valor de por lo menos 10 mil millones de

dólares, y

b. Una calificación crediticia de grado de inversión de acuerdo

a las principales agencias calificadoras.

Precalificación en la primera licitación

Los precalificados en la primera licitación de la Ronda 1, en los supuestos

técnicos 1, 3 y 4 se entenderán precalificados para esta segunda licitación,

así como los precalificados respecto de los criterios financieros en la

primera licitación de la Ronda 1.

23

RONDA 1CONVOCATORIA Y BASES DE LA SEGUNDA LICITACIÓN

• Acreditar procedencia lícita de los recursos

o Como parte del proceso de precalificación se evaluará la procedencia

lícita de los recursos con los que se financiarán los proyectos. La CNH

se apoyará en la Unidad de Inteligencia Financiera de la SHCP.

• Aclaraciones y modificaciones a las bases

o Por escrito a través de la página www.ronda1.gob.mx.

o Los interesados y licitantes se abstendrán de entrar en contacto con

la CNH para obtener información o influenciar en el proceso de la

misma.

• Buzón electrónico

o Recibir los comentarios de la sociedad.

• Acto de apertura de propuestas

o Transmitido en tiempo real por medios electrónicos (internet).

o Participación de un fedatario público que dará fe de dicho acto.

http://www.ronda1.gob.mx/

24

RONDA 1CONVOCATORIA Y BASES DE LA SEGUNDA LICITACIÓN

Acceso al Cuarto de DatosSolicitud de acceso al

Cuarto de Datos

6-nov-15

Publicación de bases

actualizadas

12-jun-15

Primera etapa de aclaraciones.Acceso al Cuarto de Datos

Publicación de lista de

Pre-calificados

31-jul-15

Resolución del Órgano de Gobierno para adjudicación y

Fallo

Fecha límite de subscripción de

contratos

Publicación de la Convocatoria

Apertura de propuesta y declaración de

ganadores

5-jun-1527-feb-15

Primera publicación de las bases de licitación (Incluye modelo

de Contrato)

27-feb-15

Publicación de bases finales

(Incluye Contrato Final)

29-sep-15

30-sep-15

2-oct-15

14-ago-15

Segunda etapa de aclaracionesPrecalificación

10-jun-15

Periodo para pagar Inscripción y solicitar cita para precalificación

27-feb-15 15-jun-15

Tercera etapa de Aclaraciones: Presentación y apertura de Propuestas, Adjudicación,

Fallo y Contrato

27-feb-15 12-ago-15

Recepción de documentos de precalificación

27-feb-15 3-jul-15

1-jun-15

27-feb-15

27-feb-15

RONDA 1

25

CONVOCATORIAS POSTERIORES

26

RONDA 1

SIGUIENTES PASOS

Chicontepec y No Convencionales

El potencial de recursos no convencionales en la Cuenca Tampico-Misantla resulta prometedor. Por lo

tanto, se proponen bloques de 120 km2 en promedio. Éstos poseen un recurso prospectivo estimado de

cerca de 8,927 mmbpce.

El objetivo de la propuesta de áreas en esta región es el de promover la realización de proyectos de ciclo

completo que aseguren la vinculación secuencial de la exploración – caracterización – perforación -

desarrollo y producción intensiva de aceite y gas no convencionales, en periodos de tiempo acordes con

los de la industria petrolera mundial en este tipo de proyectos.

Los campos de Chicontepec propuestos

en la Ronda Uno, incluyen áreas

complementarias a los actuales Contratos

Integrales de Exploración y Producción

(CIEPs) de Pemex. Se busca generar

sinergias entre Pemex, los actuales socios

de los CIEPs y las potenciales empresas

participantes en esta ronda.

27

RONDA 1

SIGUIENTES PASOS

Aguas Profundas: Área Perdido

En el Área de Perdido se proponen 11 áreas a licitar que van de 224 a 409 Km2. Ocho de estas áreas se

encuentran localizadas en la parte del Cinturón Plegado. El recurso prospectivo estimado en los bloques

delimitados asciende a 1,591 mmbpce.

Este sistema plegado está alineado con el mismo sistema donde se localizan los campos Baha, Trident y

Great White en los Estados Unidos, y los pozos Trion-1, Supremus-1, PEP-1 y Maximino-1 en México. El

sistema de fallas inversas y el fracturamiento asociado que afecta a las estructuras anticlinales considera

rutas de migración que pueden facilitar la carga de hidrocarburos hacia los objetivos.

Se consideran 3 bloques al oeste de esta área para

evaluar trampas de hidrocarburos asociadas con la

sal alóctona, donde se han identificado estructuras

importantes de aceite ligero y gas húmedo.

Los bloques propuestos en Ronda 1 se describen

como estratégicos para continuar con la

exploración en áreas prioritarias en esta región. El

potencial petrolero garantiza la continuidad y

sustentabilidad en la incorporación de reservas y la

producción de hidrocarburos en el mediano plazo.

28

RONDA 1

SIGUIENTES PASOS

Aguas Profundas Sur

Los bloques identificados para la Ronda Uno en la provincia de Cordilleras Mexicanas permitirá

consolidar la región gasífera ya descubierta y continuar hacia la incorporación de reservas en aguas

profundas de la Cuenca Salina, en donde existen buenas expectativas de encontrar hidrocarburos

líquidos.

Los bloques propuestos tienen una superficie de 390 a 960 km2, en función de la madurez de la

exploración y de la profundidad oceánica en la región del Golfo de México. El recurso prospectivo

estimado en los bloques delimitados asciende a 3,222 mmbpce.

29

RONDA 1

SIGUIENTES PASOS

No Convencionales en Cuenca de Sabinas

El objetivo de la propuesta de áreas en esta región es promover la realización de proyectos no

convencionales de gas, en periodos de tiempo acordes con estándares industriales en este este tipo de

plays.

El tamaño promedio de los ocho bloques propuestos es de 112 km2 y suman recursos potenciales de 142

mmbpce.

www.ronda1.gob.mx

30

6 MARZO 2015

http://www.ronda1.gob.mx/