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Este documento es para uso interno por parte del personal de Petróleos Mexicanos. Ninguna parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su distribución externa, sin previa autorización escrita de la Dirección Corporativa de Operaciones.
Modernizando a Pemex
SEMINARIO: La Experiencia de Noruega en Materia Petrolera
MAYO, 2013
Este documento es para uso interno por parte del personal de Petróleos Mexicanos. Ninguna parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su distribución externa, sin previa autorización escrita de la Dirección Corporativa de Operaciones.
Escenario internacional
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• Revolución energética en Norteamérica • Desarrollo de recursos no convencionales en Canadá y E.U. • EU hacia la autosuficiencia en hidrocarburos
• Cambio de paradigmas • Nueva visión de política energética centrada en competitividad
• Implicaciones • Diferenciales de precios para el gas entre regiones • Importaciones de gas en México (Más de 20% del gas seco disponible) • Más energía, más barata, más limpia en la industria y la generación de electricidad
Precios al 1º de mayo 2013
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Situación actual
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• La producción de Pemex ya no está en declive
• La producción comienza a crecer
• La sustitución de reservas se mantiene por encima de 100%
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Evolución de la producción de crudo
4
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
60 61 62 63 65 66 67 68 70 71 72 73 75 76 77 78 80 81 82 83 85 86 87 88 90 91 92 93 95 96 97 98 00 01 02 03 05 06 07 08 10 11 Years
South- eastern Basins
Mesozoic Chiapas-Tabasco
Cantarell
Ku-Maloob-Zaap
Other offshore fields
Miles de barriles por día
Tertiary-age fields and other ones (mainly Tampico-Misantla basin)
• Pemex no invierte en función de sus oportunidades, sino de consideraciones fiscales
• Los campos nuevos, más rentables, absorben los recursos disponibles
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4557 59 60 66
102
129
104 108128
40
-1926 23 26
41 5072 77 86
101 104
-250
250
750
1,250
1,750
2,250
90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12
Reserva 3p * Reserva 1p Producción
Cuando hay inversión, las reservas se mantienen o crecen
Incorporación
Producción
MM
bpce
Tasa de Restitución de Reservas (%)
* Solo descubrimientos
Tenemos más de 30 años de producción
potencial en reservas totales
Inversión en exploración (MMM$ de 2012)
90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12
10.0 12.6 11.9 5.9 6.3 8.6 7.8 8.4 10.3 9.1 7.8 7.1 14.1 27.5 34.5 23.3 20.3 20.9 35.3 33.0 30.6 32.3 33.2
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Contra los pronósticos, la producción se mantiene estable desde 2009
Millones de barriles por día
6
3.0
3.1 3.2
3.4 3.4
3.3 3.3
3.1
2.8 2.6 2.6 2.5 2.5
1,70
1,90
2,10
2,30
2,50
2,70
2,90
3,10
3,30
3,50
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Real Proyeccion EIA 2009
Proyección EIA 2010 Proyección EIA 2011
Plan de Negocios
EIA
Producción estimada 2013 2.6 mmbd
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Pemex está desarrollando capacidades en las áreas del futuro
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Aguas profundas: Primera producción del campo de gas Lakach a fin de 2015 Descubrimientos recientes en Trion y Supremus
Chicontepec:
Tecnología similar a shale (“fracking” y perforación horizontal) La producción se ha multiplicado por 2.5 desde principios de 2011
Campos maduros
Contratos integrales para elevar la producción con participación privada y control de Pemex
Primeras dos rondas exitosas Ronda para Chicontepec este año
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Evaluación de recursos con foco en áreas con aceite o gas y líquidos Perforación de 175 pozos para dar certidumbre a los recursos Adquisición de 10,350km2 de información sísmica 3D Inversión 2012 -2016: 2.4 billones USD (aprox)
Distribución de recursos por tipo
En estudio 2
3
1
5
6
En estudio
N Provincia ACEITE (MMMb)
GAS HÚMEDO
(MMMMpc)
GAS SECO (MMMMpc) MMMbpce
1 Tampico-Misantla 30.7 20.7 0 34.8
2 Burgos MZ 0 9.5 44.3 10.8
3 Burro-Picachos 0.6 6.6 11.4 4.2
4 Sabinas 0 0 49 9.8
5 Veracruz 0.6 0 0 0.6
6 Chihuahua En estudio
TOTAL 31.9 36.8 104.7 60.2
4
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Pemex está desarrollando sus recursos no convencionales (shale)
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Escenario de producción de largo plazo*
Mbd
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Chicontepec
Cantarell
Aguas profundas
Tsimin-Xux
Ku Maloob Zaap
Explotación
Ayatsil-Tekel
Desarrollo futuro aguas someras
Desarrollo futuro en tierra
2,700 3,000
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*Excluyendo shale
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Rentabilidad de Pemex
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• Costos de exploración y producción competitivos
• La utilidad antes de impuestos, depreciación e intereses de Pemex es muy considerable
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Pemex opera con costos competitivos
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a) Fuente: Forma 20F 2011 b) Promedio trianual c) Incluye gastos indirectos de Admón.
Costos de Produccióna
USD @ 2012 / bpce Costos de exploración y desarrollo b,c
USD @ 2012 / bpce
6,57 5,19 5,49 6,25 6,84
2008 2009 2010 2011 2012
12,01 13,31 14,12 17,09
13,77
2008 2009 2010 2011 2012
(1) Fuente: Reportes anuales y reportes de la SEC 2011 (2) Cálculo con base en John S. Herold, Operational Summary;
Reportes anuales e informes a la SEC 2011.
11,31 10,35
9,39 9,17
8,4 8,36
6,98 6,8
6,52 6,12
Chevron Petrobras
Shell Eni
Exxon Conoco
BP Statoil
Total PEMEX
23,88 19,03 18,97
16.13 15,4
14,41 13,47 13,36
11,77 10,69
Statoil Chevron
Eni PEMEX
Conoco Total Shell
Petrobras Exxon
BP
Costos de Producción1
USD @ 2011 / bpce Costos de exploración y desarrollo2
USD @ 2011 / bpce
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Retos para la industria petrolera
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• Existen muchas oportunidades que resultan rentables para el país, aunque no necesariamente para Pemex
• Debemos permitir que estas oportunidades se aprovechen, se desarrollen y generen empleos
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Retos financieros
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• Reformar el régimen fiscal para aumentar la inversión, la producción y la contribución fiscal
• Reformar el esquema de pensiones
• Transparentar los subsidios
• Encontrar fórmulas para compartir el riesgo, aumentar inversión y atraer tecnología manteniendo la propiedad pública de los hidrocarburos
• Permitir alianzas estratégicas
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Pemex requiere un cambio al régimen fiscal ¿Es suficiente para aprovechar el potencial?
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Régimen actual Con reforma al régimen fiscal
Ventas Pemex 100 Billones USD 100 Billones USD +
Inversión Pemex 28 Billones USD 45-50 Billones USD
Retos operativos y logísticos para aprovechar el potencial de recursos no convencionales:
• Perforar y operar más de 500 pozos anuales en Chicontepec (Producción promedio de 500 barriles diarios aproximadamente
• Perforar y operar entre 1,000 y 2,000 pozos anuales para masificar la explotación de gas y aceite en lutitas (shale)
• Se requiere tener operando más de 10,000 pozos a mediano plazo
• Superar cuellos de botella en infraestructura de transporte de hidrocarburos
ILUSTRATIVO
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Rentabilidad en distintos proyectos
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Costo Total: Descubrimiento y desarrollo más costo de producción
Precio
Terrestre convencional 4 -12 USD/barril 100
Terrestre no convencional 25 – 35 USD/barril 100
Aguas someras 6 – 16 USD/barril 100
Aguas profundas 25 – 40 USD / barril 100
Gas 1.5 - 3 USD/MPC 3.5 USD / MPC
USD/barril
USD/barril
USD/barril
USD/barril
ILUSTRATIVO
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Retos operativos
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• Restructurar Pemex para hacerlo más competitivo, reducir costos administrativos y hacerlo más transparente
• Mejorar el desempeño operativo • Gestión de proyectos • Adquisiciones • Manejo de recursos humanos • Prácticas operativas
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Retos al gobierno corporativo
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• Introducir mejores prácticas de Gobierno Corporativo (OCDE)
• Darle flexibilidad presupuestal y operativa a Pemex
• Establecer un mandato claro para el Consejo de Administración que incluya:
• Maximizar el valor económico
• Metas de desarrollo de la industria nacional
• Sustentabilidad ambiental
• Seguridad energética