las oportunidades de la ronda uno en...
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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 DE
CATORCE ÁREAS CONTRACTUALES EN AGUAS SOMERAS
• SEGUNDA CONVOCATORIA PARA LA LICITACIÓN DE
CINCO 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 DE
CATORCE ÁREAS CONTRACTUALES EN AGUAS SOMERAS
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RONDA 1PRIMERA CONVOCATORIA
14 Áreas de 116 a 500 km2
Área total de 4,222 km2
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.
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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
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• SEGUNDA CONVOCATORIA PARA LA LICITACIÓN DE
CINCO ÁREAS CONTRACTUALES EN AGUAS SOMERAS
CONVOCATORIA CNH-R01-C02/2015
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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 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.
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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
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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 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
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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.
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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.
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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.
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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.
