Ronda 1: Retos y Realidades
Luis Burgueño
10 septiembre de 2015
Ronda 0
• Asignación a PEMEX de las áreas en exploración y
campos en producción que está en capacidad de
operar
• Pemex pu...
Áreas Asignadas a PEMEX
Asociaciones de Pemex
• Pemex puede celebrar alianzas o asociaciones con
otras empresas para operar las asignaciones que
e...
Ronda 1
• Múltiples fases o licitaciones, en forma escalonada
• Superficie total: 28,500 km2
• Subdividido en 169 bloques:...
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 cumpli...
Consorcio Ganador
• Único ganador de la primera fase: Consorcio
formado por Sierra Oil & Gas, Talos Energy y
Premier Oil p...
Explicaciones a posteriori
• Precio bajo del petróleo
• Bajo atractivo de bloques licitados
• Pretensiones económicas alta...
Realidades y lecciones
• Es necesario dar mayor flexibilidad a la participación
• No todos los bloques interesan igual
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Modelo de Contrato – Fase 1
• La versión final del modelo de contrato de producción
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Modelo de Contrato – Fase 1
• Prevé el otorgamiento de garantías de
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Modelo de Contrato – Fase 1
• Contenido Nacional
– 13% mínimo de contenido nacional de ciertos conceptos adquiridos o cont...
Fase 2: 5 Campos en Aguas Someras para
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25/8: Modificaciones a las Bases de
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• Se flexibiliza la garantía corporativa
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25/8 Modificaciones al Contrato
• El capital contable mínimo del garante se expresa
como un múltiplo (18X) del Programa Mí...
25/8 Modificaciones al Contrato
• Se regula la etapa de investigación previa a la
rescisión administrativa y se incluye la...
Tercera Fase: Campos Terrestres en
Licencia para Extracción de Hidrocarburos
Fase 3: Pozos maduros terrestres
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Fase 3: Requisitos más Flexibles
• Capacidad técnica:
– Personal gerencial clave con cuando menos 10 años de
experiencia g...
Fase 3: Requisitos más flexibles
• Para Consorcios o AenP:
– Operador debe tener al menos 1/3 de la participación
económic...
¿Y después de las licitaciones?
• Aún hay mucha incertidumbre sobre aspectos
claves de la operación
– Administración e int...
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  1. 1. Ronda 1: Retos y Realidades Luis Burgueño 10 septiembre de 2015
  2. 2. 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
  3. 3. Áreas Asignadas a PEMEX
  4. 4. 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
  5. 5. 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
  6. 6. Ronda 1 – Aspectos Básicos weeklypickem.fantasy.nfl.com/group/111976
  7. 7. Primera Fase: 14 campos de exploración en aguas someras
  8. 8. R1 Primera Fase: Objetivos • Demostrar capacidad para implementar reforma energética • Atraer inversiones significativas
  9. 9. ¿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
  10. 10. 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
  11. 11. 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
  12. 12. 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
  13. 13. 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
  14. 14. 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
  15. 15. 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
  16. 16. Fase 2: 5 Campos en Aguas Someras para Contratos de Producción Compartida para Extracción de Hidrocarburos
  17. 17. 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
  18. 18. 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
  19. 19. 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
  20. 20. 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.
  21. 21. Tercera Fase: Campos Terrestres en Licencia para Extracción de Hidrocarburos
  22. 22. 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
  23. 23. 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)
  24. 24. 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
  25. 25. ¿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
  26. 26. Ronda 1: Retos y Realidades Gracias Luis Burgueño lburgueno@vwys.com.mx

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