ronda 1 - retos y realidades
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Ronda 1: Retos y Realidades
Luis Burgueño10 septiembre de 2015
Ronda 0
• Asignación a PEMEX de las áreas en exploración y campos en producción que está en capacidad de operar
• Pemex puede acceder a nuevas áreas participando en las rondas de licitación subsecuentes
• Se asignaron a Pemex:– 90 mil km2– 5º lugar en reservas probadas entre empresas que reportan– Áreas en exploración y campos en producción más
atractivos y rentables• 20,589 Mmbpce en reservas 2P• 23,447 Mmbpce en reservas 3P
Áreas Asignadas a PEMEX
Asociaciones de Pemex• Pemex puede celebrar alianzas o asociaciones con
otras empresas para operar las asignaciones que elija migrar a contratos
• Pemex ha elegido formar 10 asociaciones en campos o asociaciones de campos de alta complejidad técnica y/o alta intensidad de capital
• La CNH deberá realizar la licitación• Reservas 2P (1,556.5 Mmbpce) y 3P (2,664
Mmbpce)• CNH/Pemex estiman inversiones promedio anual
por USD$4,100 millones
Ronda 1• Múltiples fases o licitaciones, en forma escalonada• Superficie total: 28,500 km2• Subdividido en 169 bloques:
– 60 bloques de reservas probadas y probables (2P)– 109 bloques para exploración
• Cada fase sucesiva representa un mayor grado de dificultad para extracción– Aguas someras– Campos con crudos pesados– Depósitos no convencionales (costa afuera y Chicontepec)– Yacimientos costeros– Aguas profundas
• Contratos de producción compartida o licencia• Más asociaciones con Pemex
Ronda 1 – Aspectos Básicos
weeklypickem.fantasy.nfl.com/group/111976
Primera Fase: 14 campos de exploración en aguas someras
R1 Primera Fase: Objetivos
• Demostrar capacidad para implementar reforma energética
• Atraer inversiones significativas
¿Éxito o Fracaso?
• 2 campos asignados de 14 licitados (14%)• 8 bloques sin ofertas• 4 bloques con ofertas que no cumplieron el
mínimo establecido por SHCP• Nueve empresas ofertaron, de 25 licitantes
precalificados (18 individualmente y 16 agrupadas en 7 consorcios)
• Se logran atraer 2,600 MUSD (10% de lo esperado)• Pemex no participa
Consorcio Ganador
• Único ganador de la primera fase: Consorcio formado por Sierra Oil & Gas, Talos Energy y Premier Oil plc
• Respaldado por Riverstone y EnCap, fondos de PE– Bloques 2 y 7 fueron adjudicados (60 millones de
barriles en recursos prospectivos)– Oferta por Bloque 2: 55.99% de participación en
utilidad operativa más 10% de inversión en programa mínimo de trabajo
– Oferta por Bloque 7: 68.99% de participación más 10% inversión adicional
Explicaciones a posteriori• Precio bajo del petróleo• Bajo atractivo de bloques licitados• Pretensiones económicas altas del gobierno,
considerando situación del mercado–Mínimos de participación para el estado en la utilidad
operativa, después de reembolso de hasta el 60% de costos de producción al contratista• 25% en 5 bloques• 40% en 9 bloques
–Mínimos se mantuvieron en sobre cerrado
Realidades y lecciones
• Es necesario dar mayor flexibilidad a la participación• No todos los bloques interesan igual• El mínimo fijado por SHCP debe ser repensado y publicado• La información debe ser divulgada de forma más oportuna• Analizar cláusulas de rescisión y responsabilidad en
contratos• No todos los interesados, incluso si compran acceso a base
de datos, presentan posturas• La mala imagen de México (corrupción) genera
consecuencias negativas• La inseguridad implica mayores costos y por tanto menor
rentabilidad y atractivo a inversiones en México
Modelo de Contrato – Fase 1
• La versión final del modelo de contrato de producción compartida fue publicado en junio de 2015, semanas antes de la presentación de las propuestas
• Documento extenso, técnico y complejo• Acorde con prácticas internacionales en muchos sentidos• Originalmente diseñado “para proteger el interés del Estado”,
pero modificado como resultado de preguntas y comentarios• Estructura básica: El gobierno recibe la producción, destina una
parte de ella a cubrir el costo de exploración y producción y una ganancia para el contratista designada mediante licitación
• Contratista:– Asume el riesgo de exploración– Recibe pagos sólo a partir de la producción
Modelo de Contrato – Fase 1
• Prevé el otorgamiento de garantías de cumplimiento:– Carta de crédito para garantizar compromisos del
contratista durante el Periodo Inicial de Exploración (y en su caso Periodo Adicional)• Debe cubir Programa Mínimo de Trabajo e Incremento en el
Programa Mínimo• La CNH puede recurrir a la CC para cobrarse penas
convencionales• El monto puede reducirse en proporcional cumplimiento sólo
después de 2 años del inicio del Periodo Inicial de Exploración– Garante con capital contable mínimo consolidado de
USD$6,000 Millones en todo momento
Modelo de Contrato – Fase 1• Contenido Nacional
– 13% mínimo de contenido nacional de ciertos conceptos adquiridos o contratados para las Actividades Petroleras durante la Exploración
– Hay que incluir en el Plan de Exploración un programa de cumplimiento de este porcentaje, así como un “programa de transferencia de tecnología”• Una vez aprobado el Plan, es obligatorio
– Porcentajes similares en etapas de desarrollo (25-35%)– El Contratista debe entregar reportes detallados para verificación– CNH puede imponer penas convencionales por incumplimiento (% del déficit)
• Preferencia de Bienes y Servicios de Origen Nacional– Incluye capacitación y contratación, a nivel técnico y directivo, de Personas de
nacionalidad mexicana• Obligación de incorporar programas de capacitación y transferencia de
tecnología en el Plan de Exploración y Plan de Desarrollo aprobados• Contratación de seguros
– No precisan montos de cobertura ni prevén excepciones y otras prácticas– Cláusula de Renuncia a la Subrogación
Fase 2: 5 Campos en Aguas Someras para Contratos de Producción Compartida para Extracción de Hidrocarburos
Fase 2: En proceso
• 9 campos en 5 contratos de extracción en aguas someras
• Fecha de presentación de propuestas: 30/sep• 36 mostraron interés, pero aparentemente sólo 9
empresas y 5 consorcios (integrando 11 empresas) participarán
25/8: Modificaciones a las Bases de Licitación
• Se flexibiliza la garantía corporativa• Se reduce el monto de la garantía de seriedad de
la propuesta, para incrementar participación de licitantes
• SHCP publicará los valores mínimos para las variables de adjudicación el 14/9
• Se flexibiliza posibilidad de integrarse a consorcios
25/8 Modificaciones al Contrato• El capital contable mínimo del garante se expresa como
un múltiplo (18X) del Programa Mínimo de Trabajo– Si son varios contratos adjudicados: el mayor
• Se aclaran los conceptos de “Accidente Grave” “Sin Causa Justificada” y “Culpa” para efectos de Rescisión Administrativa
• Se aclaran plazos en cláusulas de arbitraje y cláusulas de jurisdicción, incluyendo posibilidad de acudir al arbitraje para reclamar daños y perjuicios si la rescisión administrativa es infundada
• Se reconocen derechos establecidos en tratados internacionales
25/8 Modificaciones al Contrato
• Se regula la etapa de investigación previa a la rescisión administrativa y se incluye la posibilidad de nombrar un experto independiente por mutuo acuerdo
• Se prevé que el contratista pueda someter controversia sobre finiquito a arbitraje
• Se especifican los montos de cobertura de seguros por concepto de responsabilidad civil y control de pozos
• Se extiende al plazo para presentar Plan de Evaluación, estudio de línea base ambiental, etc.
Tercera Fase: Campos Terrestres en Licencia para Extracción de Hidrocarburos
Fase 3: Pozos maduros terrestres
• 25 contratos de licencia para extracción en campos terrestres (pozos con reservas y en producción)– 8 en NL y norte de TPAS (productores de gas no asociado)– 5 al sur de TPAS y norte de VER (aceite y gas asociado)– 12 en sur de Ver y norte de CHIS (9 petróleo y 3 gas)
• Modelo de licencia: Gobierno recibe contraprestación sobre ingresos brutos
• En proceso de pre-calificación (del 14/9 al 2/10)• Bases de licitación definitivas (incluyendo contrato) a
publicarse próximamente (10/11)• Se han flexibilizado requisitos técnicos y financieros• 82 empresas manifestaron interés, dominan mexicanas• Alrededor de 40 entrarán a etapa de precalificación
Fase 3: Requisitos más Flexibles
• Capacidad técnica: – Personal gerencial clave con cuando menos 10 años de
experiencia gerencial y operacional en proyectos de exploración y extracción
– Experiencia acreditable de 5 años relativa a implementación y operación de sistemas de gestión de seguridad industrial, operativa y de protección ambiental
• Capacidad financiera:– Capital contable de $5 MUSD por cada una de las 21 de 24
áreas por las que se vaya a presentar propuesta ($3MUSD en el caso del operador en consorcio o AenP)
– $200 MUSD para 4 áreas ($120MUSD en consorcio o AenP)
Fase 3: Requisitos más flexibles
• Para Consorcios o AenP:– Operador debe tener al menos 1/3 de la participación
económica– Una empresa sólo puede participar en un consorcio a la
vez– Empresas de gran escala (1.6 Mmbpce) no pueden
asociarse entre ellas para formar consorcios
¿Y después de las licitaciones?
• Aún hay mucha incertidumbre sobre aspectos claves de la operación– Administración e interpretación del contrato– Licencias municipales y locales– Impacto social– Impacto ambiental– Derechos sobre la tierra y contraprestación
