Presentación general - Contratos Integrales EP - PEMEX.com
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Preliminar<br />
<strong>Contratos</strong><br />
<strong>Integrales</strong> de<br />
Exploración y<br />
Producción<br />
3ª ronda:<br />
Chicontepec<br />
Octubre 18 de 2012
Aviso legal<br />
Preliminar<br />
El modelo preliminar aquí presentado ha sido aprobado por el Consejo de Administración de Pemex-<br />
Exploración y Producción (P<strong>EP</strong>); sin embargo, está sujeto a la aprobación del Consejo de<br />
Administración de Pemex. P<strong>EP</strong> sólo podrá convocar a un procedimiento de contratación y, en su caso,<br />
adjudicar un contrato bajo los términos propuestos en este documento, una vez que se hayan<br />
obtenido todas las aprobaciones y se hayan concluido los procedimientos requeridos en el marco<br />
normativo aplicable.<br />
La información contenida en este documento es propiedad de Pemex-Exploración y Producción, y es<br />
generada y divulgada exclusivamente para efectos promocionales, informativos y de referencia, con la<br />
finalidad de <strong>com</strong>partir con la industria petrolera y otros interesados algunas ideas y consideraciones<br />
iniciales con respecto a ciertos aspectos técnicos, económicos, legales y/o <strong>com</strong>erciales para el posible<br />
otorgamiento de un contrato para la ejecución de servicios para producción de hidrocarburos; así<br />
<strong>com</strong>o para, en su caso, obtener retroalimentación de parte de los interesados.<br />
La información se entrega con carácter de "<strong>com</strong>o está", y no implica asumir ninguna clase de<br />
obligación a cargo de P<strong>EP</strong>. P<strong>EP</strong> no asume responsabilidad alguna sobre la certeza y/o confiabilidad de<br />
la información, la cual ha sido elaborada solamente <strong>com</strong>o referencia. P<strong>EP</strong> no garantiza que la<br />
información sea exacta, <strong>com</strong>pleta o útil; por lo tanto, P<strong>EP</strong> no incurrirá en responsabilidad alguna por<br />
daños, perjuicio o cualesquiera otras pérdidas de cualquier naturaleza, derivada por el uso de<br />
cualquier información contenida o referida en este documento. La información contenida en este<br />
documento, y todos los mapas referidos, los gráficos y los materiales se proporcionan solamente para<br />
la ayuda y la conveniencia de los interesados.<br />
La información está sujeta a modificaciones en cualquier momento a la sola discreción de P<strong>EP</strong>, sin<br />
incurrir en cualquier responsabilidad <strong>com</strong>o resultado de tales modificaciones.<br />
La publicación de la información no implica <strong>com</strong>promiso alguno de convocar ni de aceptar los<br />
<strong>com</strong>entarios recibidos.<br />
www.pemex.<strong>com</strong>/contratos<br />
2
Contenido<br />
Preliminar<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
Antecedentes<br />
Áreas<br />
Modelo<br />
Licitación<br />
www.pemex.<strong>com</strong>/contratos<br />
3
Pemex Exploración y Producción<br />
Preliminar<br />
Top 5 exportadores de crudo a<br />
Estados Unidos<br />
(mbd)<br />
3,000<br />
2,500<br />
2,000<br />
1,500<br />
1,000<br />
500<br />
0<br />
Canadá<br />
Arabia<br />
Saudita<br />
México<br />
Venezuela Nigeria<br />
4 a nivel mundial <strong>com</strong>o productor de<br />
crudo desde 2008<br />
3 a nivel mundial <strong>com</strong>o mayor exportador<br />
de crudo a Estados Unidos<br />
13 en reservas de crudo, una posición fuerte<br />
considerando el crecimiento orgánico de la empresa<br />
14 en ingresos, con más de $100 mil millones de dólares<br />
por ventas<br />
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4
Primera ronda de licitación, agosto 2011<br />
Preliminar<br />
Pronóstico de producción<br />
Miles de barriles diarios<br />
SANTUARIO<br />
MAGALLANES<br />
CARRIZO<br />
Inversión<br />
Millones de dólares<br />
• 3 áreas: Magallanes, Santuario y Carrizo<br />
• 53 bases vendidas<br />
• 27 empresas <strong>com</strong>o licitantes<br />
• <strong>Contratos</strong> adjudicados a Petrofac y<br />
Schlumberger<br />
www.pemex.<strong>com</strong>/contratos<br />
Inversión estimada de mil millones de<br />
dólares en los primeros seis años<br />
5
Segunda ronda de licitación, julio 2012<br />
Preliminar<br />
83 bases vendidas a 31 empresas<br />
Área<br />
Empresa<br />
120<br />
100<br />
Producción de crudo estimada<br />
MBD<br />
Altamira<br />
Cheiron<br />
(Pico Petroleum)<br />
80<br />
60<br />
Arenque<br />
Pánuco<br />
Tierra Blanca<br />
San Andrés<br />
Arenque*<br />
www.pemex.<strong>com</strong>/contratos<br />
Petrofac y<br />
Schlumberger<br />
Monclova Pirineos Gas y<br />
Alfasid<br />
Monclova Pirineos Gas y<br />
Alfasid<br />
Petrofac<br />
Inversiones de 3,300 MMdls en los<br />
primeros seis años<br />
40<br />
20<br />
Tierra Blanca<br />
Pánuco<br />
Altamira<br />
0<br />
2013 2017 2021 2025<br />
800<br />
700<br />
600<br />
500<br />
400<br />
300<br />
Inversión estimada<br />
MMUSD<br />
Arenque<br />
San Andrés<br />
200<br />
San Andrés<br />
Tierra Blanca<br />
100<br />
Altamira<br />
Pánuco<br />
0<br />
2013 2017 2021 2025<br />
6
Contenido<br />
Preliminar<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
Antecedentes<br />
Áreas<br />
Modelo<br />
Licitación<br />
www.pemex.<strong>com</strong>/contratos<br />
7
Estrategia de ejecución en Chicontepec<br />
Preliminar<br />
Pitepec<br />
Soledad<br />
Producción estimada<br />
Miles de barriles diarios<br />
Amatitlán<br />
Miquetla<br />
500<br />
400<br />
CI<strong>EP</strong><br />
CI<strong>EP</strong><br />
Humapa<br />
Miahuapan<br />
300<br />
200<br />
100<br />
0<br />
2013 2020 2027 2034 2041 2048 2055<br />
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8
Características de las áreas<br />
Preliminar<br />
Área<br />
Superficie<br />
Producción<br />
acumulada<br />
Reservas 3P<br />
Recursos<br />
prospectivos<br />
Tipo de<br />
hidrocarburo<br />
(km 2 ) (mbpce) (mmbpce) (mmbpce) °API<br />
Amatitlán 128 103 403 74 44<br />
Soledad 125 40,376 134 128 32 – 37<br />
Humapa 128 588 341 157 27<br />
Miquetla 112 11,084 248 86 35<br />
Miahuapan 128 43 431 101 33<br />
Pitepec 128 94 648 74 32 - 38<br />
• La información de reservas corresponde al Terciario<br />
• Los recursos prospectivos se refieren al Mesozoico<br />
• Las áreas muestran alta materialidad<br />
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9
Contenido<br />
Preliminar<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
Antecedentes<br />
Áreas<br />
Modelo<br />
Licitación<br />
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10
Preliminar<br />
Características fundamentales de los contratos<br />
• Propiedad de los hidrocarburos . Pemex<br />
• Propiedad de las reservas. Nación<br />
• Pago. El contratista tiene derecho a la remuneración, sujeta a la entrega de<br />
producción a P<strong>EP</strong>; los pagos son en efectivo, no en especie. La remuneración<br />
reconoce los costos del contratista y la utilidad<br />
• Propiedad de la infraestructura. P<strong>EP</strong> será el propietario de toda la<br />
infraestructura; el contratista tendrá derecho de usar la infraestructura para<br />
la ejecución de los servicios<br />
• Área contractual. Reducción o extensión en función de los recursos<br />
• Plazo, periodos e inversión. De acuerdo al límite económico de las áreas<br />
• Obligación de trabajo. Determinable en función de las reservas 2P no<br />
desarrolladas, para cada año<br />
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11
Alcance<br />
Preliminar<br />
Incluye la ejecución de todo lo requerido para la producción de<br />
hidrocarburos en el área<br />
• El contratista invierte, ejecuta y entrega producción<br />
• Obligación de trabajo predeterminada para cada una de las dos fases;<br />
garantías por el 100% de su valor<br />
• Pago sujeto a la entrega de producción en los puntos designados<br />
• El contratista entrega el plan de desarrollo, los presupuestos y programas<br />
anuales<br />
• El contratista debe ejecutar todos los servicios cumpliendo con la<br />
experiencia y prácticas prudentes de la industria<br />
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12
Gobernanza<br />
Preliminar<br />
• Grupo directivo integrado por miembros de P<strong>EP</strong> y del contratista<br />
• Revisión y acuerdo del plan de desarrollo, programas de trabajo y<br />
presupuestos<br />
• Participa en casos de unitización, infraestructura conjunta y otros temas<br />
relevantes<br />
• Resuelve diferencias técnicas y administrativas<br />
• Crea sub<strong>com</strong>ités: técnico, procedimientos financieros, subcontratación,<br />
etc.<br />
• Resoluciones por unanimidad<br />
• Posible participación de expertos independientes para solucionar diferencias<br />
técnicas<br />
• Arbitraje<br />
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13
Premisas para el modelo económico<br />
Preliminar<br />
• Alineación de intereses entre P<strong>EP</strong> y los contratistas, mecanismos que<br />
incentiven el aumento de producción y eficiencia de ejecución<br />
• Flujo neto positivo para Pemex en cada año<br />
• Utilidades del contratista en función de su desempeño y no por<br />
circunstancias ajenas<br />
• Aplicar y desarrollar tecnologías para el proyecto<br />
• Aprovechar las experiencias de las primeras rondas<br />
• Visión de un modelo internacionalmente <strong>com</strong>petitivo<br />
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14
Chicontepec un proyecto diferente<br />
Preliminar<br />
Flujo neto acumulado, @ 0%<br />
MMMdls<br />
Ilustrativo<br />
• Requiere inversiones constantes<br />
2013 2018 2023 2028 2033 2038 2043<br />
Capex Opex Ingresos Ingresos menos impuestos<br />
Flujo de efectivo @ 12%<br />
MMdls<br />
• Perfil de producción con altas<br />
tasas de declinación en los<br />
primeros meses y bajas tasas en la<br />
segunda etapa<br />
• Prácticamente sin producción base<br />
• Periodo de recuperación de la<br />
inversión de alrededor de 10 años<br />
1 6 11 16 21 26 31<br />
años<br />
• Carga fiscal predefinida en función<br />
del precio (front-end loaded)<br />
• Posibilidad de incremento del<br />
factor de recuperación de 7 a 15%<br />
Amatitlán<br />
Payout promedio CM-RS<br />
Soledad<br />
Payout promedio CM-RN<br />
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15
Modelo: elementos principales<br />
Preliminar<br />
• Pago con base en un porcentaje de recuperación de costos más utilidad<br />
• Pago sujeto a producción y acotado por el ingreso disponible (neto de impuestos)<br />
• Ajuste con base en la métrica VPN/b que permite:<br />
• Una aplicación y seguimiento sencillo<br />
• Reconocer el valor del dinero en el tiempo<br />
• No inhibir inversiones adicionales<br />
• Mayor producción o menores costos se traduce en mayor retorno y mayor<br />
valor para la inversión<br />
• Establecer variable del licitación diferente a la tarifa por barril<br />
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16
Modelo<br />
Preliminar<br />
Remuneración t = q t r t s t<br />
q t = producción, barriles<br />
s t = estimación de ingreso disponible en $/b (después de impuestos y<br />
margen de Pemex)<br />
r t = factor de ajuste, función del VPN/b;<br />
Valor máximo de 1; o fracción necesaria para alcanzar o<br />
mantener el VPN/b máximo<br />
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17
Régimen fiscal de Chicontepec<br />
Preliminar<br />
Sobre ventas<br />
Sobre el resultado<br />
operativo y<br />
deducciones<br />
Límite de<br />
deducción<br />
Sobre<br />
excedentes<br />
Ring<br />
fencing<br />
Extracción:<br />
15%<br />
Especial:<br />
30% ó 36%<br />
si q acum > 240<br />
mmbpce<br />
Mínimo:<br />
• 36.53 dls/bce<br />
• 60% p<br />
Adicional<br />
52%<br />
(p - 67.45)<br />
Sí<br />
100<br />
80<br />
60<br />
40<br />
20<br />
Carga fiscal, dólares por barril<br />
47<br />
38<br />
28<br />
19<br />
11 14<br />
56<br />
66<br />
75<br />
0<br />
50 60 70 80 90 100 110 120 130<br />
Ingreso disponible (variable s)<br />
precio del crudo, dls/b<br />
39 46 51 52 52 53 54 54 55<br />
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18
Flujo de efectivo disponible: valor s<br />
Preliminar<br />
s t = min [39.13 + 0.059p, 0.654p] ; Q ≤ 240 mmbpce<br />
s t = min [41.00 + 0.016p, 0.642p] ; Q > 240 mmbpce<br />
p= 0.00838 × °API+h +0.68 ×WTS+0.1607× °API+h -7.03<br />
°API Valor del promedio ponderado de gravedad<br />
WTS Spot, precio de referencia<br />
$/b<br />
50<br />
40<br />
Variable s<br />
h =<br />
1, si °API34<br />
0, si °API=34<br />
Q = producción acumulada en el área a partir<br />
del 1 de enero de 2011<br />
Nota: Los parámetros 41.00 y 39.13 se actualizarán<br />
en enero de cada año con base en el IPP de EUA.<br />
30<br />
20<br />
50 54 58 62 66 70 74 78 82 86 90 94 98<br />
precio, $/b<br />
Nota: El ejemplo gráfico corresponde<br />
únicamente a producciones acumuladas<br />
menores a 240 mmbpce.<br />
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19
Variable s y ajuste r<br />
Preliminar<br />
• Factor de ajuste r = expresión algebraica que establece el porcentaje en cada<br />
mes de los ingresos disponibles necesarios para alcanzar o mantener el VPN/b<br />
ofertado<br />
• Considera un porcentaje de gastos elegibles, los ingresos recibidos, el VPN/b<br />
establecido y la tasa de descuento<br />
Flujos acumulados @0%<br />
Millones de dólares<br />
Factor de ajuste r<br />
VPN/VPq<br />
$/b, @4%<br />
1<br />
sq<br />
sqr<br />
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año<br />
20
Factor de ajuste r<br />
Preliminar<br />
VPE t<br />
=<br />
Tarifa = tarifa por barril en valor presente<br />
VPQ<br />
VPE<br />
VPP<br />
i<br />
= valor presente de la producción<br />
(volúmenes acumulados y descontados)<br />
= valor presente de los gastos<br />
recuperables<br />
= valor presente de los pagos al<br />
contratista<br />
= tasa mensual de descuento<br />
Gastos Recuperables t<br />
= l t<br />
Gastos<br />
Elegibles t<br />
l<br />
Recuperación<br />
de gastos<br />
años<br />
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21
Gastos elegibles y gastos recuperables<br />
Preliminar<br />
• Gastos elegibles aquellos conceptos que están directamente vinculados a<br />
actividades aprobadas en los programas de trabajo y presupuestos<br />
• Gastos recuperables es un porcentaje de los gastos elegibles ejercidos por<br />
el contratista y que fueron aceptados por P<strong>EP</strong>, con base en los<br />
procedimientos de registro financiero<br />
• No incluyen: intereses, costos que excedan el valor de mercado,<br />
conceptos no considerados en programas de trabajo, ciertos gastos<br />
corporativos, gastos relacionados con multas, penalizaciones, etc.<br />
• Todas las transacciones realizadas estarán sujetas a auditorías<br />
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22
Otros términos económicos<br />
Preliminar<br />
• Plazo de 35 años en tres periodos:<br />
• Transición. 3 meses<br />
• Inicial. 24 meses para evaluación y soluciones tecnológicas, con opción<br />
de 12 meses adicionales. Obligación de inversión.<br />
• Desarrollo. La obligación de trabajo se determina en función de las<br />
reservas 2P no desarrolladas<br />
• Reducción y ampliación de áreas. En función del potencial y del plan de<br />
desarrollo<br />
• Abandono. Obligación de abandonar y fondearlo<br />
• Desarrollo sustentable. Compromiso de acuerdo con programa definido<br />
• Capacitación a personal de P<strong>EP</strong><br />
• Contenido nacional. Mínimo de 25%<br />
• Garantías. Corporativa (obligaciones del contrato) y de cumplimiento (100%<br />
de la obligación anual)<br />
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23
Contenido<br />
Preliminar<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
Antecedentes<br />
Áreas<br />
Modelo<br />
Licitación<br />
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24
Precalificación<br />
Preliminar<br />
• Que el operador demuestre haber operado campos, preferentemente<br />
en yacimientos de baja permeabilidad y baja presión (o no<br />
convencionales)*<br />
• Producción mínima 5 mbd<br />
• Inversión mínima15 millones de dólares en proyectos de E&P<br />
• Una certificación de seguridad, salud y protección ambiental del<br />
operador<br />
• Dos calificaciones crediticias de la <strong>com</strong>pañía o del consorcio, emitidas<br />
por dos calificadoras certificadas ante la CNBV<br />
Se exceptúa de la presentación de documentos de acreditación de producción,<br />
inversión, HSE y calificación crediticia a los licitantes que aparezcan en<br />
Petroleum Intelligence Weekly Ranks World´s Top 50 Oil Companies<br />
Nota: requisitos de producción e inversión, sujetos a revisión<br />
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25
Adjudicación<br />
Preliminar<br />
Adjudicación al licitante que obtenga el mayor índice<br />
Índice=<br />
w Tarifa menor<br />
Tarifa propuesta<br />
+ 1-w Factor propuesta<br />
Factor mayor<br />
×100<br />
w<br />
= ponderación de la tarifa por barril en valor presente<br />
Tarifa menor = valor mínimo de las propuestas de la tarifa por barril en<br />
valor presente<br />
Factor mayor = valor máximo de las propuestas de factor de incremento a la<br />
obligación de trabajo del periodo inicial y del periodo de<br />
desarrollo<br />
Donde: Tarifa > 0.00 ; Factor >1.000<br />
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26
Ejemplo de adjudicación<br />
Preliminar<br />
Tarifa ($/b)<br />
Índice C<br />
Índice B<br />
Índice A<br />
Ilustrativo<br />
w<br />
Tarifa<br />
mínima<br />
Factor<br />
máximo<br />
Tarifa<br />
prop.<br />
Factor<br />
prop.<br />
Índice<br />
C<br />
B<br />
A<br />
0.55 3.41 2.320 3.41 1.521 84.5<br />
0.55 3.41 2.320 3.87 1.950 86.3<br />
0.55 3.41 2.320 4.15 2.320 90.2<br />
Prod. acum.<br />
Inversión<br />
0.55 3.41 2.320 5.23 1.900 72.7<br />
0.55 3.41 2.320 6.50 1.521 58.4<br />
Nota: w pendiente de definir<br />
Índice A > Índice B > Índice C<br />
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Inversión<br />
27
Calendario preliminar<br />
Preliminar<br />
Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul<br />
Modelo<br />
preliminar Prebases<br />
Proceso de licitación<br />
• Talleres<br />
• Visitas a las áreas<br />
• Juntas de aclaraciones<br />
• Precalificación<br />
Adjudicación<br />
El calendario está sujeto a las aprobaciones necesarias<br />
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28
Preliminar