Presentación de PowerPoint

Las oportunidades de la Ronda Uno en
México
Rodrigo Hernández Ordóñez
Director General Adjunto de Administración del Sector
Hidrocarburos
6 MARZO 2015
1
¿POR QUE LA REFORMA?
DISMINUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN
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.
Inversión en exploración y extracción
(millones de pesos corrientes)
3,600
3.4
3,400
3,200
350
288,000 300
250
3.0
3,000
200
2,800
2.5
113,000
2,600
100
2,400
2,200
150
Producción de petróleo
(millones de barriles por día)
26,000
50
2,000
0
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
98
Precio de la mezcla mexicana de
exportación
(dólares por barril)
31
16
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.
2
¿POR QUE LA REFORMA?
DISMINUCIÓN DE LAS RESERVAS
Millones de barriles de petróleo crudo equivalente
(mmbpce)
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
70,000
Reservas Posibles
10% probabilidad
Reservas Probables 50% probabilidad
Reservas Probadas
90% probabilidad
58,204
60,000
50,000
44,530 42,158
40,000
30,000
20,000
10,000
0
Reservas 3P/
Producción
(años)
Reservas 1P/
Producción
(años)
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
39
39
41
38
39
23
24
22
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
35
33
30
29
29
28
28
30
31
31
32
33
32
21
13
12
11
10
10
9
10
10
10
10
10
10
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.
Fuente: Sistema Nacional de Energía, con información de Petróleos Mexicanos al 31 de diciembre de cada año.
3
LOS 5 PRINCIPIOS CONTENIDOS EN LA REFORMA CONSTITUCIONAL
1
2
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.
3
FORTALECIMIENTO DE LOS ÓRGANOS REGULADORES, Y TRANSFORMACIÓN DE
PEMEX Y CFE.
4
TRANSPARENCIA Y RENDICIÓN DE CUENTAS.
5
PROTECCIÓN AL MEDIO AMBIENTE Y EL FOMENTO DE LAS ENERGÍAS LIMPIAS.
4
RONDA 1
• PRIMERA CONVOCATORIA PARA LA LICITACIÓN
CATORCE ÁREAS CONTRACTUALES EN AGUAS SOMERAS
DE
• SEGUNDA CONVOCATORIA PARA LA LICITACIÓN
CINCO ÁREAS CONTRACTUALES EN AGUAS SOMERAS
DE
5
RONDA 1
PRIMER CRONOGRAMA PROPUESTO
6
MAPA GENERAL DE ÁREAS PROPUESTAS
RONDAS
7
RONDA 1
ATLAS 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
8
RONDA 1
CONVOCATORIA CNH-R01-C01/2014
• PRIMERA CONVOCATORIA PARA LA LICITACIÓN
CATORCE ÁREAS CONTRACTUALES EN AGUAS SOMERAS
DE
9
RONDA 1
PRIMERA CONVOCATORIA
 14 Áreas de 116 a 500 km2
 Área total de 4,222 km2
10
CONTRATO DE PRODUCCIÓN COMPARTIDA
INCENTIVOS 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 COMPARTIDA
CARACTERÍSTICAS
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
2 Períodos adicionales
25 años
3 a 5 años
 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)
hasta 22 años
5 años
5 años
Nuevo
programa de
Recuperación
Avanzada
acorde a la
madurez del
yacimiento
Compromiso
de
inversiones
adicionales
relacionadas
con el nuevo
programa de
Recuperación
Avanzada
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
13
RONDA 1
CALENDARIO DE LICITACIONES
14
RONDA 1
CONVOCATORIA CNH-R01-C02/2015
• SEGUNDA CONVOCATORIA PARA LA LICITACIÓN
CINCO ÁREAS CONTRACTUALES EN AGUAS SOMERAS
DE
15
RONDA 1
SEGUNDA CONVOCATORIA
9 campos en 5 áreas contractuales:
 Reservas certificadas:
1P: 143 MMbpce
2P: 355 MMbpce
3P: 671 MMbpce
 Superficie: 42 km2 a 68 km2
16
RONDA 1
RESERVAS
Reservas certificadas de hidrocarburos y superficies de las áreas propuestas
(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente, al 1 de enero de 2014.)
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
143.2
355.1
671.4
280.9
Total
17
CONTRATO DE PRODUCCIÓN COMPARTIDA
ELEMENTOS 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
2 Períodos adicionales
25 años
2 a 3 años
hasta 23 años
 Período inicial de 2 años,
prorrogable por 1 año
En el caso de notificación de
continuación de actividades:
 Plan de Evaluación
 Plan de Desarrollo:
 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
 Programa de las
Actividades a realizar en
la totalidad del área
contractual
 Información de Reservas
y Producción
5 años
5 años
Programa de
trabajo e
inversión
acorde a la
madurez del
yacimiento
Compromiso
de
inversiones
adicionales
 Contenido Nacional y
Transferencia
Tecnológica
 Programa de
Administración de
Riesgos
19
CONTRATO DE PRODUCCIÓN COMPARTIDA
INCENTIVOS 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 actividades
realizadas.
• 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 costo
estimado, con base en el precio del petróleo vigente.
• La variable de adjudicación se transforma en unidades de trabajo para
su cumplimiento.
 Trabajo que se realice en el primer periodo de evaluación por
encima del requerido se puede acreditar contra el periodo
adicional.
20
RONDA 1
CONVOCATORIA 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.
21
RONDA 1
CONVOCATORIA 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.
22
RONDA 1
CONVOCATORIA 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.
23
RONDA 1
CONVOCATORIA Y BASES DE LA SEGUNDA LICITACIÓN
Publicación de
la Convocatoria
27-feb-15
27-feb-15
27-feb-15
31-jul-15
12-jun-15
Primera etapa de aclaraciones.
Acceso al Cuarto de Datos
Solicitud de acceso al
Cuarto de Datos
10-jun-15
1-jun-15
27-feb-15
Periodo para pagar Inscripción
y solicitar cita para precalificación
27-feb-15
Recepción de documentos de
precalificación
27-feb-15
Primera
publicación de las
bases de licitación
(Incluye modelo
de Contrato)
Resolución del
Órgano de Gobierno
para adjudicación y
Fallo
2-oct-15
5-jun-15
Segunda etapa de aclaraciones
Precalificación
27-feb-15
14-ago-15
Apertura de propuesta
y declaración de
ganadores
30-sep-15
Acceso al Cuarto de Datos
15-jun-15
29-sep-15
Fecha límite de
subscripción de
contratos
6-nov-15
3-jul-15
Tercera etapa de Aclaraciones:
Presentación y apertura de Propuestas, Adjudicación,
Fallo y Contrato
12-ago-15
Publicación Publicación Publicación de
bases finales
de bases
de lista de
(Incluye
actualizadas
Precalificados Contrato Final)
24
RONDA 1
CONVOCATORIAS POSTERIORES
25
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.
26
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.
27
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.
28
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.
29
www.ronda1.gob.mx
6 MARZO 2015
30