Contratos Integrales de Exploración y Producción 3ª ronda...

Preliminar

Octubre 18 de 2012

Contratos

Integrales de

Exploración y

Producción

3ª ronda:

Chicontepec

www.pemex.com/contratos

Preliminar Preliminar Aviso legal

2

El modelo preliminar aquí presentado ha sido aprobado por el Consejo de Administración de Pemex-

Exploración y Producción (PEP); sin embargo, está sujeto a la aprobación del Consejo de

Administración de Pemex. PEP sólo podrá convocar a un procedimiento de contratación y, en su caso,

adjudicar un contrato bajo los términos propuestos en este documento, una vez que se hayan

obtenido todas las aprobaciones y se hayan concluido los procedimientos requeridos en el marco

normativo aplicable.

La información contenida en este documento es propiedad de Pemex-Exploración y Producción, y es

generada y divulgada exclusivamente para efectos promocionales, informativos y de referencia, con la

finalidad de compartir con la industria petrolera y otros interesados algunas ideas y consideraciones

iniciales con respecto a ciertos aspectos técnicos, económicos, legales y/o comerciales para el posible

otorgamiento de un contrato para la ejecución de servicios para producción de hidrocarburos; así

como para, en su caso, obtener retroalimentación de parte de los interesados.

La información se entrega con carácter de "como está", y no implica asumir ninguna clase de

obligación a cargo de PEP. PEP no asume responsabilidad alguna sobre la certeza y/o confiabilidad de

la información, la cual ha sido elaborada solamente como referencia. PEP no garantiza que la

información sea exacta, completa o útil; por lo tanto, PEP no incurrirá en responsabilidad alguna por

daños, perjuicio o cualesquiera otras pérdidas de cualquier naturaleza, derivada por el uso de

cualquier información contenida o referida en este documento. La información contenida en este

documento, y todos los mapas referidos, los gráficos y los materiales se proporcionan solamente para

la ayuda y la conveniencia de los interesados.

La información está sujeta a modificaciones en cualquier momento a la sola discreción de PEP, sin

incurrir en cualquier responsabilidad como resultado de tales modificaciones.

La publicación de la información no implica compromiso alguno de convocar ni de aceptar los

comentarios recibidos.


Preliminar Preliminar Contenido

Antecedentes

Áreas

Modelo

Licitación

3


Preliminar Preliminar Pemex Exploración y Producción

4

Canadá

Arabia Saudita México

Venezuela Nigeria

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

Top 5 exportadores de crudo a Estados Unidos

(mbd)

13 en reservas de crudo, una posición fuerte

considerando el crecimiento orgánico de la empresa

14 en ingresos, con más de $100 mil millones de dólares

por ventas

4 a nivel mundial como productor de

crudo desde 2008

3 a nivel mundial como mayor exportador

de crudo a Estados Unidos


Preliminar Preliminar Primera ronda de licitación, agosto 2011

3 áreas: Magallanes, Santuario y Carrizo

53 bases vendidas

27 empresas como licitantes

Contratos adjudicados a Petrofac y

Schlumberger

MAGALLANES

SANTUARIO

CARRIZO

Pronóstico de producción Miles de barriles diarios

Inversión Millones de dólares

Inversión estimada de mil millones de

dólares en los primeros seis años

5


Preliminar Preliminar Segunda ronda de licitación, julio 2012

Producción de crudo estimada MBD

Área Empresa

Altamira Cheiron

(Pico Petroleum)

Pánuco Petrofac y

Schlumberger

Tierra Blanca Monclova Pirineos Gas y

Alfasid

San Andrés Monclova Pirineos Gas y

Alfasid

Arenque* Petrofac

Inversión estimada MMUSD

83 bases vendidas a 31 empresas

Inversiones de 3,300 MMdls en los

primeros seis años

6

0

20

40

60

80

100

120

2013 2017 2021 2025

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2013 2017 2021 2025

Pánuco

San Andrés

Tierra Blanca

Altamira

Arenque

Pánuco

San Andrés

Tierra Blanca

Altamira

Arenque



Antecedentes

Áreas

Modelo

Licitación

7


Preliminar Preliminar Estrategia de ejecución en Chicontepec

CIEP

8

Amatitlán

Humapa

Soledad

Miquetla

Miahuapan

Pitepec

0

100

200

300

400

500

2013 2020 2027 2034 2041 2048 2055

Producción estimada Miles de barriles diarios

CIEP


Preliminar Características de las áreas

9

Área

Superficie Producción

acumulada Reservas 3P

Recursos

prospectivos

Tipo de

hidrocarburo

(km2) (mbpce) (mmbpce) (mmbpce) °API

Amatitlán 128 103 403 74 44

Soledad 125 40,376 134 128 32 – 37

Humapa 128 588 341 157 27

Miquetla 112 11,084 248 86 35

Miahuapan 128 43 431 101 33

Pitepec 128 94 648 74 32 - 38

La información de reservas corresponde al Terciario

Los recursos prospectivos se refieren al Mesozoico

Las áreas muestran alta materialidad



Antecedentes

Áreas

Modelo

Licitación

10


Preliminar Preliminar Características fundamentales de los contratos

11

Propiedad de los hidrocarburos . Pemex

Propiedad de las reservas. Nación

Pago. El contratista tiene derecho a la remuneración, sujeta a la entrega de

producción a PEP; los pagos son en efectivo, no en especie. La remuneración

reconoce los costos del contratista y la utilidad

Propiedad de la infraestructura. PEP será el propietario de toda la

infraestructura; el contratista tendrá derecho de usar la infraestructura para

la ejecución de los servicios

Área contractual. Reducción o extensión en función de los recursos

Plazo, periodos e inversión. De acuerdo al límite económico de las áreas

Obligación de trabajo. Determinable en función de las reservas 2P no

desarrolladas, para cada año


Preliminar Preliminar Alcance

12

El contratista invierte, ejecuta y entrega producción

Obligación de trabajo predeterminada para cada una de las dos fases;

garantías por el 100% de su valor

Pago sujeto a la entrega de producción en los puntos designados

El contratista entrega el plan de desarrollo, los presupuestos y programas

anuales

El contratista debe ejecutar todos los servicios cumpliendo con la

experiencia y prácticas prudentes de la industria

Incluye la ejecución de todo lo requerido para la producción de

hidrocarburos en el área


Preliminar Preliminar Gobernanza

13

Grupo directivo integrado por miembros de PEP y del contratista

Revisión y acuerdo del plan de desarrollo, programas de trabajo y

presupuestos

Participa en casos de unitización, infraestructura conjunta y otros temas

relevantes

Resuelve diferencias técnicas y administrativas

Crea subcomités: técnico, procedimientos financieros, subcontratación,

etc.

Resoluciones por unanimidad

Posible participación de expertos independientes para solucionar diferencias

técnicas

Arbitraje


Preliminar Preliminar Premisas para el modelo económico

Alineación de intereses entre PEP y los contratistas, mecanismos que

incentiven el aumento de producción y eficiencia de ejecución

Flujo neto positivo para Pemex en cada año

Utilidades del contratista en función de su desempeño y no por

circunstancias ajenas

Aplicar y desarrollar tecnologías para el proyecto

Aprovechar las experiencias de las primeras rondas

Visión de un modelo internacionalmente competitivo

14


Preliminar Preliminar Chicontepec un proyecto diferente

15

Requiere inversiones constantes

Perfil de producción con altas

tasas de declinación en los

primeros meses y bajas tasas en la

segunda etapa

Prácticamente sin producción base

Periodo de recuperación de la

inversión de alrededor de 10 años

Carga fiscal predefinida en función

del precio (front-end loaded)

Posibilidad de incremento del

factor de recuperación de 7 a 15%

2013 2018 2023 2028 2033 2038 2043

MMMdls Flujo neto acumulado, @ 0%

Capex Opex Ingresos Ingresos menos impuestos

1 6 11 16 21 26 31

MMdls

años

Flujo de efectivo @ 12%

Amatitlán Soledad

Payout promedio CM-RS Payout promedio CM-RN

Ilustrativo


Preliminar Preliminar Modelo: elementos principales

16

Pago con base en un porcentaje de recuperación de costos más utilidad

Pago sujeto a producción y acotado por el ingreso disponible (neto de impuestos)

Ajuste con base en la métrica VPN/b que permite:

Una aplicación y seguimiento sencillo

Reconocer el valor del dinero en el tiempo

No inhibir inversiones adicionales

Mayor producción o menores costos se traduce en mayor retorno y mayor

valor para la inversión

Establecer variable del licitación diferente a la tarifa por barril


Preliminar

qt = producción, barriles

Modelo

17

rt = factor de ajuste, función del VPN/b;

Valor máximo de 1; o fracción necesaria para alcanzar o mantener el VPN/b máximo

st = estimación de ingreso disponible en $/b (después de impuestos y

margen de Pemex)

Remuneraciónt = qt rt st


Preliminar Régimen fiscal de Chicontepec

18

Sobre ventas

Sobre el resultado

operativo y

deducciones

Límite de

deducción

Sobre

excedentes

Ring

fencing

Extracción:

15%

Especial:

30% ó 36%

si q acum > 240

mmbpce

Mínimo:

36.53 dls/bce

60% p

Adicional

52%

(p - 67.45)

Sí

11 14 19

28 38

47 56

66 75

0

20

40

60

80

100

50 60 70 80 90 100 110 120 130

precio del crudo, dls/b

Carga fiscal, dólares por barril

39 46 51 52 52 53 54 54 55

Ingreso disponible (variable s)


Preliminar Preliminar

Nota: Los parámetros 41.00 y 39.13 se actualizarán en enero de cada año con base en el IPP de EUA.

Variable s

Flujo de efectivo disponible: valor s

; Q ≤ 240 mmbpce

; Q > 240 mmbpce

Q = producción acumulada en el área a partir

del 1 de enero de 2011

19

st = min [39.13 + 0.059p, 0.654p]

st = min [41.00 + 0.016p, 0.642p]

20

30

40

50

50 54 58 62 66 70 74 78 82 86 90 94 98

$/b

precio, $/b

Nota: El ejemplo gráfico corresponde

únicamente a producciones acumuladas

menores a 240 mmbpce.

p= 0.00838 × °API+h +0.68 ×WTS+0.1607× °API+h -7.03

°API Valor del promedio ponderado de gravedad

WTS Spot, precio de referencia

h =

1, si °API<34

-1, si °API>34

0, si °API=34


Preliminar Preliminar Variable s y ajuste r

20

sq

sqr

Flujos acumulados @0% Millones de dólares VPN/VPq

$/b, @4%

año

1

Factor de ajuste r

Factor de ajuste r = expresión algebraica que establece el porcentaje en cada

mes de los ingresos disponibles necesarios para alcanzar o mantener el VPN/b

ofertado

Considera un porcentaje de gastos elegibles, los ingresos recibidos, el VPN/b

establecido y la tasa de descuento



Tarifa = tarifa por barril en valor presente

VPQ = valor presente de la producción

(volúmenes acumulados y descontados)

VPE = valor presente de los gastos

recuperables

VPP = valor presente de los pagos al

contratista

i = tasa mensual de descuento

Factor de ajuste r

21

Recuperación

de gastos

años

VPEt =

Gastos Recuperablest = ltGastos

Elegiblest

l



Gastos elegibles aquellos conceptos que están directamente vinculados a

actividades aprobadas en los programas de trabajo y presupuestos

Gastos recuperables es un porcentaje de los gastos elegibles ejercidos por

el contratista y que fueron aceptados por PEP, con base en los

procedimientos de registro financiero

No incluyen: intereses, costos que excedan el valor de mercado,

conceptos no considerados en programas de trabajo, ciertos gastos

corporativos, gastos relacionados con multas, penalizaciones, etc.

Todas las transacciones realizadas estarán sujetas a auditorías

Gastos elegibles y gastos recuperables

22



Plazo de 35 años en tres periodos:

Transición. 3 meses

Inicial. 24 meses para evaluación y soluciones tecnológicas, con opción

de 12 meses adicionales. Obligación de inversión.

Desarrollo. La obligación de trabajo se determina en función de las

reservas 2P no desarrolladas

Reducción y ampliación de áreas. En función del potencial y del plan de

desarrollo

Abandono. Obligación de abandonar y fondearlo

Desarrollo sustentable. Compromiso de acuerdo con programa definido

Capacitación a personal de PEP

Contenido nacional. Mínimo de 25%

Garantías. Corporativa (obligaciones del contrato) y de cumplimiento (100%

de la obligación anual)

Otros términos económicos

23



Antecedentes

Áreas

Modelo

Licitación

24



Que el operador demuestre haber operado campos, preferentemente

en yacimientos de baja permeabilidad y baja presión (o no

convencionales)*

Producción mínima 5 mbd

Inversión mínima15 millones de dólares en proyectos de E&P

Una certificación de seguridad, salud y protección ambiental del

operador

Dos calificaciones crediticias de la compañía o del consorcio, emitidas

por dos calificadoras certificadas ante la CNBV

Se exceptúa de la presentación de documentos de acreditación de producción,

inversión, HSE y calificación crediticia a los licitantes que aparezcan en

Petroleum Intelligence Weekly Ranks World´s Top 50 Oil Companies

Precalificación

25

Nota: requisitos de producción e inversión, sujetos a revisión



w = ponderación de la tarifa por barril en valor presente

Tarifamenor = valor mínimo de las propuestas de la tarifa por barril en

valor presente

Factormayor = valor máximo de las propuestas de factor de incremento a la

obligación de trabajo del periodo inicial y del periodo de

desarrollo

Donde: Tarifa > 0.00 ; Factor >1.000

Adjudicación al licitante que obtenga el mayor índice

Adjudicación

26

Índice= w Tarifamenor

Tarifapropuesta

+ 1-w Factorpropuesta

Factormayor

×100



Prod. acum.

Inversión

Ejemplo de adjudicación

27

wTarifa

mínima

Factor

máximo

Tarifa

prop.

Factor

prop.Índice

0.55 3.41 2.320 3.41 1.521 84.5

0.55 3.41 2.320 3.87 1.950 86.3

0.55 3.41 2.320 4.15 2.320 90.2

0.55 3.41 2.320 5.23 1.900 72.7

0.55 3.41 2.320 6.50 1.521 58.4

Inversión

Tarifa ($/b)

Ilustrativo

Índice C

Índice A

Índice B

Índice A > Índice B > Índice C

Nota: w pendiente de definir

C

B

A


Preliminar Calendario preliminar

28

Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul

Modelo

preliminar Prebases

Proceso de licitación

Adjudicación

Talleres

Visitas a las áreas

Juntas de aclaraciones

Precalificación

El calendario está sujeto a las aprobaciones necesarias

Preliminar

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