7 Oportunidades y Riesgos del Contrato Exploración y Extracción (CEE) tipo Licencia, Caso Burgos, Reforma Mexicana, 2018

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7 riesgos y oportunidades del contrato de exploración y
extracción (CEE) modo licencia de la Reforma Energética
Mexicana y escenario técnico económico de áreas
contractuales de la cuenca Burgos.
Proyecto Final, para optar para el postgrado de
Especialista en Administración Energética
Nombre: Diego Cáceres Rolando
Matricula: A01450883
Monterrey, noviembre 2018

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INDICE
1 INTRODUCCION
2 RESEÑA DEL SECTOR DE HIDROCARBUROS
2.1 Evolución caso mexicano
2.2 Evolución caso colombiano
2.3 Evolución caso brasilero
2.4 Evolución regional y mundial
3 MARCO NORMATIVO CONTRATO DE LICENCIA
3.1 Bases y lineamientos
L1 Propiedad del hidrocarburo y precio de hidrocarburo para cálculo de regalías
L2 Mecanismo de control de desviación de precios
L3 Regalías
L4 Cuota e Impuestos por uso de área de trabajo
L5 Pagos a los propietarios de la tierra por afectaciones
L6 Abandonos
L7 Factor de ajuste de regalías por producción
3.2 Otros aspectos del contrato de licencia
4 DISCUSIONES
D1 Propiedad de hidrocarburo y precio de hidrocarburo para cálculo de regalías
D2 Mecanismo de control de desviación de precios
D3 Regalías
D4 Cuota e impuestos por uso de área de trabajo
D5 Pagos a los propietarios de la tierra por afectaciones

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D6 Abandonos
D7 Factor de ajuste
5 ALCANCES TECNICOS DE LA CUENCA BURGOS
5.1 Introducción geológica de la cuenca Burgos
5.2 Cuenca Burgos, seguridad en Tamaulipas
6 MODELAMIENTO ECONOMICO
6.1 Valores operativos supuestos para el modelamiento económico
6.2 Valores financieros supuestos para el modelamiento económico
7 RESULTADOS
8 CONCLUSIONES
9 BIBLIOGRAFIA
10 LISTA DE CUADROS Y FIGURAS
10.1 Lista de Tablas
10.2 Lista de figuras
11 ANEXOS

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1 INTRODUCCION
En el entorno de la reforma energética en México se abren opciones de inversión antes
reservados para compañías gubernamentales como CFE y Pemex. Bajo el esquema de licitaciones
públicas la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) es la responsable de ofertar Contratos de
Exploración y Extracción (CEE) de hidrocarburos bajo las modalidades de: Utilidad Compartida;
Producción Compartida; y Licencia.
La diferencia entre estas radica en el porcentaje de la propiedad de los hidrocarburos extraídos
y la forma de contraprestaciones hacia el contratista. El contrato tipo Licencia otorga al contratista
la propiedad total de los hidrocarburos una vez en superficie, luego de honrar las
contraprestaciones mencionadas en la Ley de Hidrocarburos y el Contrato de Exploración y
Extracción. El contrato de Producción Compartida brinda propiedad parcial al contratista de los
hidrocarburos producidos. Y el de Utilidad Compartida el contratista no tiene propiedad sobre los
hidrocarburos producidos y su contraprestación es en dinero. En ningún caso el contratista será
propietario de los hidrocarburos en el subsuelo.
A la fecha de diciembre del 2018, la CNH ha licitado hasta la Ronda 3.1 que corresponden a 9
procesos de licitación de Contratos de Exploración y Extracción, tanto en campos terrestres y
marinos (someros y aguas profundas) de las cuales: 4 licitaciones fueron bajo el contrato de
Utilidad Compartida ofertándose 62 áreas contractuales y asignándose 31 de estas; y 5 licitaciones
fueron bajo el contrato de Licencia ofertándose 86 áreas contractuales y asignándose 69 de estas.
Por lo tanto, el 58% de las áreas totales licitadas por la CNH corresponde a un contrato de
Licencia con un éxito de asignación de contratos del 80%, mientras el éxito de asignación para

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contratos de Utilidad Compartida es de 50%, Figura 1 Áreas Contractuales licitadas por tipo de
contrato,,2y3.
Las áreas asignadas en los procesos de licitación a la fecha, bajo el tipo de contrato de Licencia
corresponde al 69% de las áreas totales asignadas. Por lo tanto, entender este tipo de contrato es
de suma la importancia para optimizar el manejo administrativo e identificar riesgos y
oportunidades.
Figura 1 Áreas Contractuales licitadas por tipo de contrato,
Rondas CNH. Datos CNH elaboración propia
Figura 2 Áreas asignadas y no asignadas, contratos
tipo Licencia, Rondas CNH. Datos CNH, elaboración
propia
Figura 3 Áreas asignadas y no asignadas, contratos
tipo Utilidad Compartida, Rondas CNH. Datos CNH,
elaboración propia

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2 RESEÑA DEL SECTOR DE HIDROCARBUROS
2.1 Evolución caso mexicano
Durante la expropiación petrolera de 1938 se nacionalizaron los bienes petroleros de
compañías privadas como: Shell, Amoco, Chevron, Standard Oil y se realizó la creación de
Petróleos Mexicanos (PEMEX) única compañía con potestad de explorar y explotar el
recurso hidrocarburo en México
En el año 2013 se realizó la Reforma Constitucional que dio paso a la Reforma Energética,
que promueve la apertura al capital privado para invertir directamente en actividades de
exploración y producción, mediante licitaciones que serán administradas por la Comisión
Nacional de Hidrocarburos (CNH) mediante contratos de Utilidad Compartida, Producción
Compartida y Licencia (regalías).
En año 2014 durante la Ronda Cero se brinda a Pemex la oportunidad de escoger y mantener
el 83% de las Reservas 2P y el 21% del recurso prospectivo, de esta forma se le aseguró a
PEMEX una producción de 2.5 millones de barriles de petróleo diario para los próximos 20.5
años según datos SENER – CNH; a estas áreas se las denominan Asignaciones. Las
Asignaciones que tuvieran contratos vigentes con empresas de servicios de operación en
bloques petroleros ya sean bajo modalidad de Contratos de Obra Pública Financiada (COFP)
o Contrato Integral de Exploración y Producción (CIEP) podrían optar por migrar a Contratos
de Exploración y Extracción (CEE) bajo la nueva regulación de la Reforma Energética con
la revisión y autorización de SENER, CNH y SHCP; además PEMEX podría solicitar a la
CNH ejecute procesos de licitaciones públicas para migrar Asignaciones, que en Agosto del
2014 no estuvieran comprometidas bajo algún tipo de contrato, con el mecanismo de Farm-

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outs bajo el nuevo reglamento de la Reforma Energética, invitando al capital privado en las
actividades de exploración y/o extracción de las Asignaciones de la Ronda Cero.
Los demás activos, plays y prospecciones que al momento de la Ronda Cero no hubieran
sido asignadas a PEMEX deberían ser trasladadas bajo la administración de la CNH, para su
posterior licitación en Contratos de Exploración y Extracción (CEE) bajo el procedimiento
de licitaciones públicas llamadas Rondas.
El plan quinquenal de las Rondas inicialmente consideraba 4 Rondas, cada una
subdividida en 4 Licitaciones. Actualmente están en proceso las Rondas 3.2 y 3.3 (terrestres
y terrestres no convencionales) las cuales han sido postergadas.
En marzo 2017 se estandarizaron las áreas para las siguientes Rondas, diferenciándolas
por tipo de proyecto de exploración y extracción; de esta forma se realizaría una
administración más sencilla de las áreas a licitar, Tabla 1.
Tabla 1
Tamaño de áreas estandarizadas por CNH, para tipos de proyecto, marzo 2017. CNH
Tipo de licitación Numero de bloques y área
Aguas Profundas 119 Bloques con 1,000 km2 c/u
Aguas Someras 112 Bloques con 400 km2 c/u
Terrestres No Convencionales 150 Bloques con 300 km2 c/u
Convencionales 128 Bloques con 200 km2 c/u
La CNH inició con las áreas más cercanas a las Asignaciones de PEMEX (áreas asignadas
en Ronda 0, usualmente con reservas probadas y en producción) y progresivamente conforme
avanzan las licitaciones, las áreas a licitar se alejan de las zonas de actual producción,
reduciéndose la información geológica e infraestructura existente, Figura 4.

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Las figuras Figura 5 y Figura 6 muestran las producciones históricas de petróleo y gas de
México, para ser comparadas con los casos internacionales que a continuación se mencionan.
Figura 4 Plan quinquenal de Rondas CNH
Figura 5 Producción histórica de crudo, México.
Energy Information Administration, EIA
Figura 6 Producción histórica de gas, México.
Energy Information Administration, EIA

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2.2 Evolución caso colombiano
En el año 1994 se creó la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), con la
misión de asegurar el suministro eficiente y oportuno de los servicios de gas y electricidad
en términos de calidad y costo, así como la promoción de competencia en los mercados de
electricidad y gas natural. En el año 2003 se crea la Agencia Nacional de Hidrocarburos
(ANH) como entidad técnica, con autonomía, para promover eficientemente la inversión
pública y privada para la exploración y producción de hidrocarburos en Colombia; y se
reformó el marco jurídico de Ecopetrol como una sociedad mixta, de carácter comercial,
organizada bajo la forma de sociedad anónima y vinculada al Ministerio de Minas y Energía
de Colombia. Además, en el año 2007 se cambiaron los acuerdos de producción compartida
por contratos de concesión, para incentivar la inversión privada. Los contratos de petróleo y
gas son de dos tipos: Contrato de exploración y producción (E&P) tiene una duración de 30
años, con posibilidad de prorrogas por periodos sucesivos de hasta 10 años y hasta el límite
económico del campo; y Acuerdos de Evolución Técnica (TEA) con el objetivo de evaluar
áreas más extensas carente de data geológica por 18 a 36 meses y con el derecho de prelación
para solicitar migrar a un Contrato E&P limitando al área de interés solicitada. Los
mecanismos de adjudicación son a) rondas abiertas sujetas a competencia y b) asignaciones
directas bajo el principio, “primero en llegar, primero en ser servido”. Con respecto a los
recursos no convencionales el Acuerdo 3 de 2014 presenta las regulaciones correspondientes
sobre la asignación de contratos de exploración y producción.
Para incentivar las inversiones extranjeras, Colombia firmo el Acto Legislativo de 1999
eliminando la figura de expropiación sin compensación, (decreto 2080 del 2000) brindando

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protección general a la inversión extranjera; además de firmar tratados con garantías
sustanciales, como: prohibición a la expropiación sin compensación; reglas claras para
determinar el valor de la compensación en caso de expropiación; y compensación por
expropiación indirecta.
Para evitar una disminución de inversiones debido a la baja de los precios internacionales
de los hidrocarburos en los años 2014, la ANH expidió nuevas medidas regulatorias, entre
estas están: la extensión de los términos de inversión y la inyección de efectivo a través de la
ampliación en la flexibilidad de las garantías. En este periodo se firmaron los acuerdos de
paz con la FARC que redujeron el riesgo e incentivaron a la inversión en el sector.
El compromiso de parte del Gobierno en viabilizar los proyectos se pone en manifiesto en
el artículo 4 del Código de Petróleo donde establece que la industria del petróleo y todas las
actividades de su cadena productiva son de interés público. Por lo tanto, el Ministerio de
Minas y Energía, puede por petición de las partes interesadas, expropiar propiedad privada
para el desarrollo de la industria.
Las rondas realizadas por ANH iniciaron en el año 2007 en las cuales Ecopetrol participó
sin privilegios, como un postor más. Actualmente, Colombia tiene 253 contratos vigentes
entre E&P y TEA además tiene como objetivos impulsar las actividades petroleras en los
bloques de costa afuera, Figura 7 Mapa actividad petrolera Colombia, febrero 2017. ANH..
La ANH define los contratos E&P como “Un sistema de regalías/impuestos, donde el
contratista define el programa de trabajo, construye y es dueño de las facilidades, y opera con
autonomía y responsabilidad a su propio riesgo y costo. El contratista es dueño de todos los
derechos de producción – después de regalías – y eventualmente tendrá que hacer pagos a la
ANH por ingresos adicionales cuando el precio internacional del crudo de referencia exceda
un nivel de activación. El contratista paga impuestos por ingresos de acuerdo a la ley.” La

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ANH tiene la potestad de exigir el pago de las regalías en especie; sin embargo, tiene la
libertad de solicitar el pago en dinero en valor equivalente según le convenga.
El éxito promedio de las licitaciones en Colombia ha sido de 48%, Tabla 2; y se observa
un incremento importante en la producción de hidrocarburos de Colombia posterior a la
apertura de capital privado, de 450 Mbopd en el año 1994 a un máximo de 1,000 Mbopd en
el año 2013 y actualmente con 850 Mbopd, Figura 8; donde aún Ecopetrol, compañía
nacional colombiana, posee el mayor porcentaje de la producción nacional con 56%, Figura
10.
Tabla 2 Resultados de Rondas Colombianas, ANH
Figura 7 Mapa actividad petrolera Colombia,
febrero 2017. ANH.
Amarillo exploración, morado punteado evaluación
técnica, rojo explotación,
gris disponible, achurado naranja área reservadas
Ronda
Bloques Ofrecidos
de Petroleo y Gas
Contratos
Asignados
% Asignacion
RondaCaribe 2007 13 9 69%
Mini Ronda2007 38 12 32%
Crudo Pesado 8 8 100%
RondaAbiertaColombia2008 43 22 51%
Mini Ronda2008 102 41 40%
Total 643 236 36%

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Figura 8 Producción histórica de crudo, Colombia Figura 9 Producción histórica de gas, Colombia
Figura 10 Producción por operador en Colombia,
barriles por día, porcentaje de producción nacional colombiana

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2.3 Evolución caso brasilero
En la constitución brasilera del año 1988 art. 177, indica la constitución del monopolio de
la Unión que se reserva de forma exclusiva las actividades de exploración y extracción,
refinación, transporte, importación y exportación de hidrocarburos, además de prohibir
conceder cualquier tipo de participación en especie o en valor, de la explotación de gas
natural y crudo. Actividades y responsabilidades que fueron asumidas por Petrobras.
Luego, en el año 1995 se realizó una reforma constitucional, donde se aprobó la novena
enmienda del 9 noviembre de 1995 art. 177, permitiendo a las empresas privadas realizar:
actividades de exploración y producción de petróleo; refinación de petróleo naciónal o
importado; y la importación, exportación y transporte de petróleo, derivados y gas natural.
En el año 1997 se creó el Consejo Nacional de Política Energética, órgano rector en
materia energética, presidido por el Ministro de Minas y Energía; se establece que la Agencia
Nacional del Petróleo administrará los derechos de exploración y producción de
hidrocarburos y la información constituida; se establece que la exploración, desarrollo,
producción de petróleo y gas se realizará mediante contratos de concesión, precedida de una
licitación o en su caso del contrato de producción compartida e implica la obligación de
explotar bajo propio riesgo.
En el año 2010 posterior al descubrimiento del Presal brasileño por Petrobras, donde se
encuentran grandes reservas con pozos súper productivos generando una gran expectativa de
desarrollo económico; se introduce la ley 12,351/100 conocida como Ley Pre Salt, donde se
presentan para dicha área: guías a la exploración y producción; mecanismo para realizar
contratos de producción compartida en vez de concesiones, en las cuales Petrobras debería
tener al menos el 30% de participación; y se crea la Empresa Brasilera de Administración de
Petróleo y Gas Natural (PPSA) administradora de todos los contratos de producción

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compartida. En las otras regiones petroleras con menor productividad y potencial, se
mantienen los modelos originales de contratos.
Durante los años 2014 y 2016, la baja del precio de los hidrocarburos y la inestabilidad
política debido a las investigaciones sobre casos de corrupción que involucran a Petrobras,
entre otras, generaron resultados financieros negativos de la compañía nacional y
desconfianza internacional en la continuidad de los procesos.
Brasil nuevamente modifica en noviembre del año 2016, algunas regulaciones para
incentivar la inversión en la exploración y producción, entre las más importantes se destacan:
mayor libertad a Petrobras, en la reforma inicial se le obligaba a Petrobras a adquirir el 30%
del interés de los campos de hidrocarburos en la región del Presal brasileño, actualmente
pude optar o no por tener el 30% del interés de las áreas a licitar, generando la posibilidad de
que compañías distintas a Petrobras puedan ser operadoras de los campos; reducción del
contenido local mínimo; régimen fiscal con incentivos para áreas frontera, se creó un régimen
fiscal especial para la importación y exportación de bienes destinados para la exploración y
producción de hidrocarburos.
Durante los años 2017 y 2018 se realizaron 5 licitaciones, Figura 11, de contratos de
producción compartida correspondiente a la zona de Presal, Tabla 3, en 4 de ellas Petrobras
ejerció su derecho de conservar al menos el 30%; sin embargo, en la última prefirió no ejercer
por primera vez dicho derecho, permitiendo que otras compañías operen los campos.
Al final de 2017 más de 700 áreas están con contratos de Exploración y Producción, de
las cuales 300 están en fase exploratoria y más de 400 en producción y desarrollo, sin
embargo, esto representa solamente el 5% de las áreas de las cuencas sedimentarias del país,
lo que representa un potencial aun no identificado. Actualmente son 95 compañías que
operan en el sector de petróleo y gas, de las cuales 48 son extranjeras.

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Posterior a esta reforma y como resultado de incremento de inversiones en el sector, se
incrementaron las reservas y la producción de hidrocarburos. El descubrimiento más
destacado fue el Presal brasileño durante el año 2006 en el campo Lula en la cuenca de Santos
por Petrobras, la producción inicio en el campo Jubarte en la cuenca de Campos en el año
2008, varios descubrimientos posteriores se sumaron y el resultado es una producción
promedio solo de estas cuencas para el año 2017 de 1.3 MMboe/d. Actualmente las
inversiones siguen en el área y proyectos como Mero en aguas ultra profundas del presal en
la cuenca de Santos, están en proceso de ser ejecutados en asociaciones entre empresas,
(Petrobras 40%, CNOOC 10%, CNPC 10%, Total 20% y Shell 20%). Petrobras indica que
las reservas en las cuencas de Santos y Campos, ascienden a 16.4 billones de barriles de
crudo y estiman una producción sólo de dichas cuencas para el año 2025 de casi 5 millones
de barriles día.
Según Kjetil Solbraekke (2017), Rystad Energy, la productividad de pozos en aguas
profundas en Brasil seria cuatro veces mayor que las promedio en el Golfo de México. Sin
embargo, también indica que según “Ease of doing business” coloca mundialmente a Brasil
en la posición 123 y a México en la posición 47, debido a temas regulatorios y tiempos en
obtención de permisos.
Los tipos de contrato en Brasil son exclusivamente para la zona del Presal de producción
compartida y en otras zonas de producción compartida o de concesión (licencia).
Según el boletín de ANG Setiembre 2018, la producción de Brasil es de 2.48 MMbbl/d y
113 MMm3/d; el 95.7% de la producción de petróleo y el 76.5% de la producción de gas
provienen de campos marinos; siendo la producción del Presal de 1.41 MMbbl/d y 58
MMm3/d responsable del 55.8% de la producción nacional, Figura 15. Petrobras tienen como
operador el 93% de la producción de petróleo y el 91% de la producción de gas de Brasil.

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Otros operadores con menos del 3% en petróleo y 7% en gas de la producción nacional son:
Equinor, Shell, Total, Parnaiba Gas Natural. Figura 14
Posterior a la apertura de inversión privada se observa un incremento significativo de la
producción, en el año 1995 de 695 Mbopd con un máximo de 2,600 Mbopd para el año 2017,
Figura 12.
Figura 11 Mapa brasilero actividad petrolera, Rondas 2017 -2019

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Tabla 3 Programa de Rondas brasileras 2017- 2019
Figura 12 Producción histórica de crudo, Brasil Figura 13 Producción histórica de gas, Brasil
Figura 14 Mayores campos productores de hidrocarburos en Brasil por operador. Setiembre 2018. ANP
Año Rondas programadas 2017-2019 Alcance
14ta Ronda Margen Este y Cuenca Onshore
2da Ronda, Produccion Compartida Gato do Mato, Carcara, Sapinhoa, Tartaruga verde
3ra Ronda, Produccion Compartida Peroba, Pau Brasil, Alto de Cabo Frio Oeste and Atlo de Cabo Frio Central
15ta Ronda Margen Equatorial y Cuenca Onshore
4ta Ronda, Produccion Compartida Saturno, Tres Marias, Uirapuru, C-M-537, C-M-655and C-M-079
5ta Ronda, Campos Marginales Por definir
16ta Ronda Margen Este y Cuenca Onshore
5ta Ronda, Produccion Compartida Aram, Bumerangue and SE Lula, South and SW Jupiter
Ronda de Campos Marginales Por definir
2017
2018
2019

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Figura 15 Historia producción Brasil. Presal y otros. EIA
2.4 Evolución regional y mundial
La Tabla 4 elaborada por Le Leuch (2014), cronológicamente al inicio de la Reforma
Energética Mexicana, indica la distribución de tipos de contrato preferente por país y número
de países con estos tipos de contratos. Donde se evidencia un equilibrio entre los tipos de
Licencia y Producción Compartida.
Tabla 4 Tipo de regímenes fiscales en América Latina y en el mundo. Honore Le Leuch, marzo 2014
Tipo y numero de paises
Concecion / Licencia
(impuestos y regalia)
Contrato de Produccion
Compartida
Contrato de servicios con
riesgo
5 4 4
Argentina, Brasil,
Colombia, Paraguay, Peru
Brasil, Guyana, Surinam,
Uruguay
Bolivia, Chile, Ecuador,
Venezuela
4 8 1
Barbados, Costa Rica,
Nicaragua, Trinidad y
Tobago
Aruba, Belice, Cuba,
Guatemala, Honduras,
Jamaica, Panama,
Trinidad y Tobago
Mexico
Numero de paises en el mundo 73 76 10
Honore Le Leuch, Marzo de 2014
America del sur
America Central y Caribe
Tipo de regimenes fiscales en America Latina y en el mundo
En los paises donde acepta inversion privada en actividades E&P

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3 MARCO NORMATIVO CONTRATO DE LICENCIA
3.1 Bases y lineamientos
Para el presente análisis del Contrato de Exploración y Extracción tipo Licencia se realizó
un estudio de los documentos mencionados en la Tabla 5, que describen y regulan las
contraprestaciones de la actividad petrolera en México.
Tabla 5 Documentos que regulan las contraprestaciones de la actividad petrolera en México.
En los cuales se identificaron los siguientes puntos importantes para una optimización
administrativa del contrato.
El contrato de exploración y extracción, tipo licencia no otorga propiedad de las reservas
(hidrocarburos en el subsuelo), pero si otorga la propiedad de los hidrocarburos producidos
(en superficie) una vez pagadas las contraprestaciones: regalías e impuestos.
Al ser el hidrocarburo extraído propiedad del contratista este podrá optar por
comercializarlo a su conveniencia bajo Reglas del Mercado; es decir deberá demostrar al ente
regulador, el precio de transferencia final de los bienes, hacia una compañía legal y
económicamente independiente de sí mismo y de esta forma evitar consensos de precios y
manipulación del mercado.
En caso que al final del periodo, el contratista hubiera comercializado al menos el 50%
del volumen del hidrocarburo medido en el punto fiscal, el valor del total del hidrocarburo
Documentos regulatorios
Contrato de Exploración y Extracción (CEE - Licencia)
Bases de la licitación
Ley de Hidrocarburos Reglamento de la Ley de Hidrocarburos
Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos
Reglamento de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos
LINEAMIENTOS que establecen parámetros para determinar la contraprestación por extracción comercial que el asignatario o
contratista entregará a los propietarios cuando sus proyectos alcancen la extracción comercial de hidrocarburos

20
tomará el precio promedio de dicha comercialización; caso contrario el regulador aplicará las
fórmulas establecidas en el contrato (Tabla 6) para asignar un precio al total hidrocarburo
extraído, dependientes de la calidad del crudo (grado API y contenido de azufre) y precios
referenciales internacionales de petróleo (Crudo Light Lousiana Sweet LLS y el Crudo Brent)
,Tabla 6; y para el gas se utilizarán los precios publicados en el Índice de Referencia Nacional
de Precios del Gas Natural al Mayoreo que fije la Comisión Reguladora de Energía.
Tabla 6 Calculo para el precio contractual de hidrocarburos.
Calidad de
Petróleo Precio Contractual de Petróleo
𝐴𝑃𝐼 ≤ 21.0° 𝑃𝐶𝑃,𝑡 = 0.468 ∙ 𝐿𝐿𝑆,𝑡 + 0.524 ∙ 𝐵𝑟𝑒𝑛𝑡,𝑡 − 4.630 ∙ S
21.0° < API ≤ 31.1° 𝑃𝐶𝑃,𝑡 = 0.387 ∙ 𝐿𝐿𝑆,𝑡 + 0.570 ∙ 𝐵𝑟𝑒𝑛𝑡,𝑡 − 1.625 ∙ S
31.1° < API < 39.0° 𝑃𝐶𝑃,𝑡 = 0.263 ∙ 𝐿𝐿𝑆,𝑡 + 0.709 ∙ 𝐵𝑟𝑒𝑛𝑡,𝑡 − 1.574 ∙ S
39.0° ≤ API 𝑃𝐶𝑃,𝑡 = 0.227 ∙ 𝐿𝐿𝑆,𝑡 + 0.749 ∙ 𝐵𝑟𝑒𝑛𝑡,t
Precio Contractual de
Condensado 𝑃𝐶𝐶,𝑡 = 0.815𝐵𝑟𝑒𝑛𝑡,𝑡 − 1.965
Dato Contrato Ronda 2.3.
LLS - Crudo Light Lousiana Sweet; Brent- Crudo Brent; S porcentaje de azufre.
Es importante mencionar que existe un mecanismo contractual de control de desviación
de precios, donde en caso una hubiera desviación positiva o negativa del precio observado
(comercial) vs el precio estimado por la fórmula (referencia internacional) de más de un 50%,
se aplicarían correcciones al precio comercial con un factor de 50% adicional o decremental
dependiendo del escenario, Tabla 7.
Tabla 7 Mecanismo de control de desviación de precios
Si el precio estimado por la fórmula es mayor al precio observado (comercial),
el Precio Contractual será:
𝑃𝐶𝑃,𝑡 = 𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑐𝑜𝑚𝑒𝑟𝑐𝑖𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛 (t) × 1.5
Si el precio estimado por la fórmula es menor al precio observado (comercial),
el Precio Contractual será:
𝑃𝐶𝑃,𝑡 = 𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑐𝑜𝑚𝑒𝑟𝑐𝑖𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑡 (t) × 0.5

21
L3 Regalías
La regalía es una de las contraprestaciones al Estado definida en la Ley de Ingresos sobre
Hidrocarburos en el Articulo 24, Tabla 8, que las clasifica por tipo de hidrocarburo y aplica
mecanismos de cálculo escalonados dependiendo del precio del hidrocarburo, como se
observa líneas abajo, son representadas en porcentajes del valor de los hidrocarburos.
Tabla 8 Calculo de Regalías.
I. Al Valor Contractual del Petróleo, se le aplicará la siguiente tasa:
a) Cuando el Precio Contractual del Petróleo sea inferior a 48 dólares de los Estados
Unidos de América por Barril
Tasa = 7.5%
b) Cuando el Precio Contractual del Petróleo sea mayor o igual a 48 dólares de los
Estados Unidos de América por Barril:
Tasa = [(0.125 x Precio Contractual del Petróleo) + 1.5 ]%
II. Al Valor Contractual del Gas Natural, se le aplicará la siguiente tasa:
a) Cuando se trate de Gas Natural Asociado:
Tasa = Precio Contractual del Gas Natural / 100
b) Cuando se trate de Gas Natural No Asociado:
i. Cuando el Precio Contractual del Gas Natural sea menor o igual a 5 dólares
de los Estados Unidos de América por millón de BTU,
Tasa = 0%
ii. Cuando el Precio Contractual del Gas Natural sea mayor a 5 y menor a 5.5
dólares de los Estados Unidos de América por millón de BTU:
Tasa = [(Precio Contractual del Gas Natural – 5) x 60.5]/ Precio Contractual
del Gas Natural %
iii. Cuando el Precio Contractual de Gas Natural sea mayor o igual a 5.5 dólares
de los Estados Unidos de América por millón de BTU:
Tasa = Precio Contractual del Gas Natural 100
III. Al Valor Contractual de los Condensados se le aplicará la siguiente tasa:
a) Cuando el Precio Contractual de los Condensados sea inferior a 60 dólares de los
Estados Unidos de América por Barril,
Tasa = 5%
b) Cuando el Precio Contractual de los Condensados sea mayor o igual a 60 dólares de los
Estados Unidos de América por Barril:
Tasa = [(0.125 x Precio Contractual de los Condensados) – 2.5 ] %
Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, Art 24
Los rangos de precios de hidrocarburos para determinar las regalías fueron propuestos en
la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos en el año 2014, los cuales tienen una actualización

22
específica para cada licitación y un mecanismo contractual de incrementos en los valores de
los rangos por inflación dependientes al Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos
de América.
En adición a esta regalía contemplada en la Ley, existe un valor de regalías adicional que
es el utilizado como criterio de adjudicación del contrato en el proceso de licitación. El cual
desde la Ronda 2 tiene un tope mínimo y máximo impuesto por la CNH, el cual es
determinado para asegurar la viabilidad económica de los proyectos y de esta forma lograr el
incremento en la producción, objetivo principal de la Reforme Energética.
Estos pagos son mensuales por km2 y los valores de referencia son actualizados todos los
primeros de enero de cada año.
- Cuota Contractual para la Fase Exploratoria en favor del Fondo Mexicano de Petróleo
(FMP), para el área que no cuente con Plan de Desarrollo, según Ley de Ingresos sobre
Hidrocarburos artículo 23, Tabla 9.
Tabla 9 Cuota para la fase exploratoria
Ley de Ingresos sobre hidrocarburos, art 23
- Impuesto por la actividad de Exploración y Extracción de Hidrocarburos (IEEH) según
el artículo 55 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, es un monto asignado a las
Entidades Federativas y Municipios Productores de Hidrocarburos, según el tipo de actividad
que se esté ejecutando en el área contractual, Tabla 10.
Periodo Cuota
Primeros 60 meses 1,150 mxn/km2
Posterior a 60 primeros meses 2,750 mxn/km2

23
Tabla 10 Impuesto por Actividad de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Ley de ingresos sobre hidrocarburos, art 55
Estos pagos son referidos a afectaciones de bienes, previsión de daños y perjuicios que
podrían sufrir los propietarios de la tierra, con motivo del proyecto a desarrollar. Según la
Ley de Hidrocarburos Art 101 fracción VI, inciso C, Tabla 11, el pago una vez alcance la
extracción comercial y hasta que alcance el Limite Económico, será de:
Tabla 11 Rango de pagos por afectaciones
Ley de hidrocarburos, art 101, fracción VI, inciso C
La asignación del porcentaje para este concepto está regulada por los “LINEAMIENTOS
que establecen parámetros para determinar la contraprestación por extracción comercial que
el asignatario o contratista entregará a los propietarios cuando sus proyectos alcancen la
extracción comercial de hidrocarburos”, articulo 6, Tabla 12 y Tabla 13. El monto será
repartido proporcionalmente al área que los dueños de las tierras declaren con título de
propiedad oficial y que estén incluidas en el área de extracción.
Periodo Impuesto
Exploración 1,583.74 mxn/km2
Extracción 6,334.94 mxn/km2
Casos Rando de pagos
Gas No Asociado
De 0.5 a 3 % del valor de los hidrocarburos después de haber descontado
los pagos al Fondo Mexicano de Petróleo (FMP)
Otros casos (petróleo, gas asociado)
De 0.5 a 2 % del valor de los hidrocarburos después de haber descontado
los pagos al Fondo Mexicano de Petróleo (FMP)

24
Tabla 12 Porcentajes aplicables de pagos de afectación, Gas Natural No Asociado
Ingreso mensual del Contratista o Asignatario Porcentaje @ 3 USD/MM BTU
Menor o igual a 40 mil dólares 0.50% < 0.4 MM pcd
Mayor a 40 mil dólares y menor o igual a 200 mil dólares 1.00% 0.4 – 2.2 MM pcd
Mayor a 200 mil dólares y menor o igual a 400 mil dólares 1.50% 2.2 – 4.4 MM pcd
Mayor a 400 mil dólares y menor o igual a 1 millón de dólares 2.00% 4.4 – 11.1 MM pcd
Mayor a 1 millón de dólares y menor o igual a 2 millones de dólares 2.50% 11.1 - 22.2 MM pcd
Mayor a 2 millones de dólares 3.00% > 22.2 MM pcd
Tabla 13Porcentajes aplicables de pagos de afectación, Hidrocarburos distintos a Gas Natural No Asociado
Ingreso mensual del Contratista o Asignatario Porcentaje @ 80 USD/bbl
Menor o igual a 50 mil dólares 0.50% < 20.8 bopd
Mayor a 50 mil dólares y menor o igual a 200 mil dólares 0.75% 20.8 – 83.3 bopd
Mayor a 200 mil dólares y menor o igual a 800 mil dólares 1.00% 83.3 – 333.3 bopd
Mayor a 800 mil dólares y menor o igual a 3 millones de dólares 1.25% 333.3 – 1,250 bopd
Mayor a 3 millones de dólares y menor o igual a 10 millones de dólares 1.50% 1,250 – 4,166 bopd
Mayor a 10 millones y menor o igual a 20 millones de dólares 1.75% 4,166 – 8,333 bopd
Mayor a 20 millones de dólares 2.00% > 8,333 bopd
En azul (elaboración propia), se muestran de forma referencial las equivalencias en especie del ingreso mensual.
L6 Abandonos
Abandono de los pozos y el desmantelamiento de infraestructura será responsabilidad del
contratista según Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, articulo 28, inciso VII; además en el
contrato de licencia indica una creación de un Fideicomiso de Abandono donde el contratista
tendrá que abonar cada tres meses el valor correspondiente al costo del abandono de los pozos
existentes proporcional al valor de los hidrocarburos producidos en ese periodo entre las
reservas remanentes; en caso que los fondos sean insuficientes al terminar el contrato el
contratista tiene la obligación de pagar la diferencia.
Esta regulación también incluye los pozos que el contratista hubiera aceptado al momento
de la entrega del área contractual.

25
L7 Factor de ajuste
El factor de ajuste, en las rondas terrestres 1.3, 2.2 y 2.3 está relacionado a la producción.
- Caso de petróleo se activa iniciando con 0% de regalía adicional, cuando la producción
supera los 30,000 bopd y se incrementa proporcionalmente hasta un máximo de 20%
cuando alcanza una producción de 120,000 bopd.
- Caso del gas esta se activa iniciando en 0% de regalía adicional, cuando la producción
alcanza los 80 MMpcd y se incrementa proporcionalmente hasta un máximo de 10%
con una producción de 240 MMpcd
El factor de ajuste, en las rondas marinas 1.4 y 2.4 está relacionado a la rentabilidad, Tabla
14.
- El factor de rentabilidad (FR) es el resultado del valor de los hidrocarburos menos las
prestaciones entre los costos totales incurridos, ambos acumulados.
- El Coeficiente de Resultado Operativo (CRO) es la relación entre el valor de
hidrocarburos menos las contraprestaciones y menos los costos totales entre el valor
de hidrocarburos, en el trimestre.
Tabla 14 Factor de ajuste Rondas Marinas
Criterio Factorde Rentabilidad Factorde ajuste
FRn-1 <2 ARn =0%
2<FRn-1 <4 ARn =[( FRn-1 - 2) x 16.65x CRO n-1 ] %
4<FRn-1 ARn =( 33.3x CRO n-1) %

26
3.2 Otros aspectos del contrato de licencia
- Tiempo de contrato, la vigencia del contrato es de 30 años, más dos posibles periodos
adicionales de 5 años cada uno, siendo un total posible de 40 años.
- Amortización para el cálculo de Impuesto Sobre la Renta (ISR) de los gastos de
acuerdo con la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos artículo 32 se realizará por
ejercicio fiscal como se menciona en la Tabla 15.
Tabla 15 Amortización para cálculo del ISR
- Seguros obligatorios que el contratista debiera contratar son: responsabilidad civil por
daños a terceros, control de pozos, daños materiales inmuebles utilizados en
actividades petroleras y daños al personal.
- Inversión mínima contractual que propone la CNH es de realizar la perforación de un
pozo; sin embargo, también es criterio de asignación de la licitación la propuesta del
compromiso de inversión adicional. Las compañías en promedio se han comprometido
a perforar un equivalente de 1 o 2 pozos en los primeros 2 años o 5 años del contrato.
En caso no se ejecuten las actividades comprometidas en el tiempo estipulado, el
contratista puede pedir una extensión del mismo tiempo, comprometiéndose a duplicar
el compromiso inicial. En caso el contratista no cumpliera con la ejecución del
compromiso, este deberá pagar en dólares lo correspondiente en unidades de trabajo
de las actividades comprometidas no ejecutadas.
Tipo de gasto Amortizacion por ejercicio fiscal
Exploración 100%
Rec. Secundaria y Mantenimiento no Capitalizable 100%
Desarrollo 25%
Infraestructura 10%

27
4 DISCUSIONES
D1 Propiedad de hidrocarburo y precio de hidrocarburo para cálculo de regalías
Los precios de referencia internacional son precios de los hidrocarburos en los puntos de
consumo; por lo tanto, no reflejan los precios de hidrocarburos en el cabeza de pozo o en el
punto de medición fiscal de las áreas licitadas, los cuales deben ser inferiores al considerar
el costo de transporte hasta dichos puntos geográficos de referencia.
Los precios contractuales mencionados en L1 en la Tabla 6 referidos a precios
internacionales y calidad de crudo, posiblemente se alejen de los precios de mercado en boca
de pozo. Por lo tanto, es conveniente comercializar al menos un 50% del volumen total de
hidrocarburo extraído, para asignar el precio comercial del hidrocarburo a todo el volumen
extraído y evitar que se asigne el precio contractual (Tabla 6) que aparentemente no considera
el costo de transporte al consumidor final. De esta forma se podría evitar un pago de regalías
superior con comparación con los precios comerciales de los hidrocarburos.
Como referencia y según la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) informe
económico N1, los costos de transporte de petróleo desde la cabeza de pozos hasta el punto
de refinación interno o punto de exportación de los últimos años han sido de 12.9 a 8.6
usd/bbl, Figura 16.
Figura 16 Costos operativos en Colombia. Extracción y transporte interno.

28
Como referencia y según el Diario Oficial, México, (Ago. 2018) las tarifas del Sistema
de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural en México, base tarifa
base firme y tipo estampilla, se observan en la Tabla 16:
Tabla 16 Costos de transporte de gas, México. Agosta 2018
D2 Mecanismo de control de desviación de precios
De las fórmulas observadas en L1 en la Tabla 7 y Tabla 6 se observa que el precio
contractual tiende a honrar a los precios de referencia internacional, tratando de evitar
desviaciones de los precios comerciales, para evitar pagos de regalías menores a las esperadas
en comparación al valor referencial internacional, pero al mismo tiempo brinda una
oportunidad en caso se llegara a vender el hidrocarburo por encima del 50% del precio de
referencia internacional.
En el caso que el precio comercial sea menor en más de 50% del precio referencial, este
se modificaría contractualmente para acercarse al precio de referencia, lo que resultaría en
un pago mayor de regalías que las correspondientes comercialmente, lo cual impactaría
negativamente en el flujo de efectivo de la contratista.
En el caso que el precio comercial sea superior en más del 50% del precio referencial este
se modificaría contractualmente para acercarse al precio de referencia, lo que resultaría en
Estampillas Tarifa base firme
Sistema usd/MMBTU
Sur 0.09
Centro 0.21
Occidente 0.18
Golfo 0.30
Norte 0.32
Istmo 0.20
Promedio 0.22

29
un pago menor de las regalías que las correspondientes comercialmente, lo cual impactaría
positivamente en el flujo de efectivo de la contratista.
Estos escenarios podrían suceder con el uso de contratos futuros para la entrega de
hidrocarburos a precios pactados con anterioridad. En las Figura 17 y Figura 18 se mostrarán
casos ejemplos de posibles escenarios. Donde en rojo se observa el riesgo de pagar mayores
regalías en comparación con los precios observados de mercado; y donde en azul se muestra
la oportunidad de un pago menor de regalías al considerar valores menores de hidrocarburos
de forma contractual que los valores observados comerciales.
Figura 17 Mecanismo de control de desviación de precios, escenario precios bajos

30
Figura 18Mecanismo de control de desviación de precios, escenario precios altos
D3 Regalías

31
Figura 19 Resultados de las regalías ofrecidas de los ganadores de las Rondas CNH, contratos tipo licencia.
Al analizar los resultados de las Rondas, Figura 19, en especial en la Ronda 1.3 donde se
ofertaron regalías de hasta 85.69% para campos de crudo y considerando la regalía por ley
mínima de 7.5% para precios de crudo por debajo de 48 usd/bbl, tendríamos una suma de
93.19%, si a esto sumamos otros cargos impositivos del contrato, el government take sería
aún más alto; y si consideramos los gastos de capital y los costos operativos sería imposible
viabilizar económicamente este campo. Debido a esto en las rondas posteriores, la CNH
impuso máximos de regalías actualizando dichos valores para cada licitación de cada ronda;
la regalía máxima a ser ofertada en promedio para gas fue de 25% y para crudo fue de 40%.
Estos valores son más razonables y dan la oportunidad de desarrollar el campo e incrementar
la producción. Sin embargo, muchas compañías ofrecieron dichas regalías máximas,
habiendo incluso empates entre ellas, por lo que fue necesario recurrir al bono a la firma para
designar al ganador. Para las rondas 2.2 y 2.3 estas compañías fueron las que recurrieron al
bono: Sun God Jaguar (4.12 MMusd); Iberoamericana y PJP4 (4.3 MMusd); Newpek y

32
Verdad Exploration (2.9 MMusd); Jaguar Exploración y Producción (26.1 MMusd);
Shandong, Sicoval y Nuevas Soluciones (2.2 MMusd), Promotora y operadora y consorcio
5M (10.1MMusd), Carso oil and gas (19.4 MMusd). Y para la ronda 2.4 los bonos ejecutados
fueron de Shell (110.2 MMusd) y de Repsol, PC Carigali, Sierra y PTTEP (151.3 MMusd)
En la Figura 20, elaborada por Johnston (2008), se observan los government takes por tipo
de contrato y por país para el año 2008 (precio del crudo 90 usd/bbl @ 2008) y sus variaciones
desde el año 1998 (precio del crudo 20 usd/bbl @ 1998).
Figura 20 Government take por pais por tipo de contrato.
International Petroleum Taxation, Independent Petroleum Association of America, Julio 2008

33
D4 Cuota e impuestos por uso de área de trabajo
El contrato contempla que durante la fase de exploración no habría producción y por lo
tanto impone un impuesto menor correspondiente a esta fase. Sin embargo, durante la fase
de desarrollo este impuesto se incrementa alrededor de 300%. Al ser un costo fijo por área y
por tiempo, relacionado a un valor finito de recursos, se recomienda un plan de extracción
acelerado, de esta forma el impacto porcentual de dicho impuesto disminuiría (diluiría) entre
una alta producción en corto tiempo.
La ley menciona que no se pagará el impuesto IEEH, si el contratista demuestra no poder
ejecutar actividades de exploración o extracción por causa no imputables a él. El pago de este
impuesto beneficia a las Entidades Federativas y Municipios de Hidrocarburos, dicho
beneficio depende de la capacidad de realización de las actividades, lo cual deberá ser
considerado en Estudios de Impacto Social así como en futuras posibles negociaciones con
la sociedad vinculada a las áreas del proyecto.
El contrato menciona un mecanismo de devolución total o parcial del área contractual, el
cual puede ser activado para devolver área sin potencial productivo y reducir el pago mensual
correspondiente a la cuota y al impuesto.
Una opción anterior a la devolución parcial del área, podría ser: realizar una farm-out de
las áreas sin interés para el contratista. El contrato en la sección de Cesión y Cambio de
Control manifiesta que es posible vender, ceder, transferir, transmitir, los derechos y
obligaciones con la autorización de la CNH.

34
D5 Pagos a los propietarios de la tierra por afectaciones
Debido al criterio escalonado, Figura 21 y Figura 22, de pago por afectación de las tierras,
será recomienda un análisis de costo beneficio de mantener la producción cercana a los
limites altos de cada escalón para aprovechar el régimen más bajo posible.
Figura 21 Escalamiento de pago de afectaciones. Escenario gas natural.
Figura 22 Escalamiento de pago de afectaciones. Escenario petróleo y condensado.
D6 Abandonos
Para evitar recibir pozos antieconómicos e infraestructura con integridad mecánica sin
capacidad operativa, que en vez de agregar activos sean pasivos; es recomendable hacer un
estudio económico previo de las reservas por pozo existente; y que dichas reservas sumadas

35
a las futuras proyectadas asociadas a las infraestructuras (estaciones de recolección y
tratamiento), sean capaces de soportar los gastos de operación, mantenimiento y de
abandono. Caso contrario se deberá hacer un análisis costo beneficio para decidir asumir la
responsabilidad de dichas instalaciones. Este análisis deberá contemplar posibles cambios de
precios de hidrocarburos, nuevas tecnologías para incrementar la recuperación final y
variaciones en los costos de operación, mantenimiento y abandono. Este punto es crítico para
campos maduros, con producciones marginales, como en el caso de la Ronda 1.3.
D7 Factor de ajuste
Para el caso de campos terrestres donde el criterio son rangos de producción, es
recomendable realizar un análisis de costo beneficio, para decidir ingresar al rango de factor
de ajuste y cómo hacerlo.
Un análisis de sensibilidad respecto a acelerar la producción versus una administración
más larga, para evitar entrar al rango imponible, nos presenta para un caso específico mejores
resultados financieros el escenario de producción acelerada. Posiblemente debido al factor
de descuento de tasas relativamente altas relacionadas a estos tipos de proyectos. Sin
embargo, se recomienda realizar un análisis similar para cada proyecto.
Para el caso de campos marinos donde el criterio son rangos de rentabilidad, el factor de
ajuste es directamente proporcional al Coeficiente de Resultado Operativo y este a la vez al
nivel de inversión del trimestre y a los precios de los hidrocarburos. Es un mecanismo que
incentiva la inversión en el campo y que promueve el uso de recuperación secundaria y
terciaria.

36
5 ALCANCES TECNICOS DE LA CUENCA BURGOS
5.1 Introducción geológica de la cuenca Burgos
Citando a Pemex (2010) en la descripcion geologica de la cuenca: “La Cuenca de Burgos
está definida por un potente paquete sedimentario de rocas mesozoicas y terciarias
acumuladas en el margen Occidental del Golfo de México. Geológicamente forma parte de
a cuenca del Río Bravo que regionalmente comprende el extremo Sureste de Texas y la parte
Norte de los estados de Tamaulipas y Nuevo León.
El marco geológico de la Cuenca de Burgos corresponde, para el Mesozoico, a una cuenca
marina somera con amplias plataformas, donde a partir del Jurásico Superior y hasta el
término del Mesozoico, tuvieron lugar depósitos de areniscas, evaporitas, calizas y lutitas.
En el Cretácico Tardío, como consecuencia del evento de la Orogenia Laramide, esta carpeta
sedimentaria fue levantada y plegada en el Occidente de la cuenca, para dar lugar a los
grandes pliegues estructurales de la Sierra Madre Oriental. Este levantamiento fue
acompañado por el desarrollo de cuencas, paralelas al cinturón plegado, entre ellas la
denominada Cuenca de Burgos, hacia el frente de la Sierra Madre Oriental, en donde los
paleoelementos de la península de Tamaulipas y la Isla de San Carlos, sirvieron como límite
Occidental del depocentro originado que operó como centro de recepción del gran volumen
de sedimentos terciarios y en donde se encuentra el límite en cuanto a los estilos estructurales
que actuaron para la conformación del marco estructural de la Cuenca de Burgos, teniendo

37
fallamiento normal, lístrico de crecimiento y reactivaciones posteriores a la parte terminal de
la Orogenia Laramide a finales del Oligoceno.
Las secuencias de areniscas y lutitas de ambientes que varían de marginales a marinos,
progradaron sobre el margen de la plataforma Cretácica, siendo depositada una columna
sedimentaria Cenozoica que alcanza espesores de aproximadamente 10,000 metros.”
Figura 23 Mapa cuenca burgos, franjas de depósito y de producción.
Sección estratigráfica estructural indicando falla de crecimiento y estructuras de tipo roll-over, CNH 2015
La cuenca Burgos se encuentra al nor este de Mexico, Figura 24 y Figura 25, y se extiende
hacia Estados Unidos de America, donde la cuenca tiene el nombre de Western Gulf,
Anexo 2 y Anexo 3. Geograficamente abarca los estados de Tamaulipas, Nuevo Leon y una
muy pequeña porcion de Coahuila. En su extension de 110,000 km2 logra areas terrestres y
marinas, de la cuales 30,000 km2 tienen actividad petrolera, con 7,472 pozos perforados de
los cuales 6,165 son de desarrollo y 1,307 son exploratorios, con un aproximado de 339
campos descubiertos y 224 campos activos a enero del 2016, Hernandez (2017). Con una

38
produccion acumulada a enero 2015 de 13,508.5 MMMpc de gas natural y 40.2 MMb de
condensado; con reservas de 1,536.3 MMMpc de gas natual y 11.6 MMb de condensado,
Pemex (2015), y una produccion a setiembre del 2018 de 602.57 MMpcd, Pemex (2018), que
representa el 13% de la producion de gas natural de Mexico, Figura 26.
Figura 24 Cuencas petroleras Convencionales Figura 25 Cuencas petroleras No Convencionales
Figura 26 Producción de gas en México por región. PEP. En rojo la producción de la cuenca Burgos
Desde el descubrimiento en el año 1931 del campo La Presa y con el primer gran
descubrimiento por Pemex en 1945 del campo Mision, se ha indentificado a esta cuenca como
Cuenca
Burgos
Cuenca
Burgos

39
productora de gas no asociado (gas y condensado), proveniente principalmente de arenas
apretadas del Cenozoico. Las unidades de flujo en general no son de gran extensión y con
una recuperación por pozo muy variable limitada a la extensión de cada unidad de flujo.
Hernández (2017), realizó una segregación de los campos de la cuenca Burgos por tamaño,
basado en las Ultimas Reservas Recuperables (URR), sus observaciones son las siguientes:
“En la Provincia de Burgos el 71% de campos descubiertos corresponde a un tamaño
minúsculo, y pese a su elevado número, el volumen de URR que contienen es de 317
MMMpc equivalente solamente al 2%. Los campos pequeños corresponden a una porción
del 19% y concentran el 14% de las URR. A medida que se incrementa el tamaño de campo
disminuye su ocurrencia, pero se incrementa el volumen total de URR que concentran, por
ejemplo, campos medianos y grandes son apenas el 4 y 1% del total de campos descubiertos,
sin embargo cada uno de ellos concentra el 26 y 12% de URR, respectivamente. En el caso
de los campos mayores, son solamente 3 campos que concentran 4,747 MMMpc,
correspondiente al 30% del total de las URR”, Figura 27
Figura 27 Distribución de la ocurrencia de los campos descubiertos por tamaño. Clasificación de Ivanhoe & Leckie
(1993) y el volumen de URR que concentran. Hernández (2017).

40
En la cuenca Burgos los campos de gas son un conjunto de numerosas unidades de flujo,
que presentan trampas estructurales y estratigráficas, con tamaño muy variable, en general
de reducida extensión y ubicadas en distintas y múltiples arenas o eventos sedimentarios,
esto debido a los eventos progresivos y transgresivos además de un severo fallamiento en la
zona, Figura 28 y Figura 29. Las arenas productoras poseen baja permeabilidad por lo que es
necesario fracturamiento hidráulico y cuyas producciones presentan un perfil hiperbólico.
Para identificar la productividad de dichas arenas, se creó una relación entre el caudal inicial
con la producción acumulada por intervención por pozo. Se considera como intervención a
las terminaciones, reparaciones menores y reparaciones mayores, Figura 30 y Figura 31.
Figura 28 Mapa estructural tipo de la cuenca
Burgos, con alta intensidad de fallas.
Figura 29 Corte estructural tipo de la cuenca
Burgos, múltiples arenas productoras por pozo y una
alta intensidad de fallas.

41
Figura 30 Producción acumulada por intervención vs caudal inicial. Cuenca Burgos.
Figura 31 Histograma de producción acumulada por intervención por pozo. Cuenca Burgos. Datos CNH
La baja producción acumulada por intervención puede ser debido a la naturaleza del
tamaño pequeño de las unidades de flujo y/o problemas técnicos en evaluación de reservas
y/o problemas operativos durante la actividad física y/o un conflicto entre objetivos
productivos contra los objetivos financieros de la administración de Pemex. Esto genera una
oportunidad y una necesidad de mejorar los procedimientos de evaluación técnica y de
ejecución de las actividades para lograr que las futuras actividades logren ser económicas
que es el objetivo principal de la inversión privada.

42
Debido a la gran cantidad de unidades de flujo, por pozo y con una gran cantidad de pozos
distribuidos en la cuenca de Burgos, el catálogo de intervenciones de la cuenca es muy
extenso. Debido a esto, es muy común en la cuenca encontrar pozos cuyas intervenciones
fueron no exitosas con producciones marginales, que a pesar de no alcanzar a producir lo que
se pronosticó o incluso que no superan el límite economico del campo; se mantienen en
producción a un costo operativo marginal, con la intención de conseguir al menos un pequeño
flujo de efectivo hasta la siguiente intervención programada. Incluso se observan muchos
pozos marginales sin oportunidades de intervenciones, que también se encuentran en
producción mínima marginal a costos mínimos operativos que representan un flujo de
efectivo considerable en conjunto, por lo cual no han sido abandonados.
La producción de condensado en la cuenca de Burgos varía dependiendo de la ubicación
geográfica del campo. Según información de Pemex (2012) los campos ubicados hacia el
sur-este de la cuenca tendrán mayor producción de condensados disminuyendo su tendencia
hacia el nor-oeste de la cuenca, Figura 32 y Tabla 17 Tipo de hidrocarburo por zonas.
Proyecto integral Burgos. Pemex 2012
En base a la información de la CNH correspondiente a la cuenca Burgos, se identifica al
campo Nejo, ubicado en la sur zona de Reynosa, Figura 32, como el campo con mayor
Relación Condensado Gas (RCG), presentando un máximo de 43.11 bbl/MMpc (barriles de
condensado por millón de pies cúbicos de gas) en el año 2016, Figura 33. No se encontró
registro de producción de condensado anterior al año 2016 para este campo. Según data de
la CNH solamente otros tres campos maduros registran producción de condensado y
solamente desde el año 2018: campo Misión RCG de 8.7 a 13.9 bbl/MMpc; campo Quitrin
RCG de 1.8 a 3.8 bbl/MMpc y campo Santa Anita RCG de 3.1 a 4.0 bbl/MMpc.

43
Posiblemente los datos registrados por la CNH no reflejen el potencial de producción de
condensado de la cuenca Burgos. Es de suma importancia realizar posteriores estudios de
caracterización de reservorios a nivel regional para poder optimizar la producción de
condensado, debido al valor económico de este y el impacto que tienen en economía de los
proyectos.
Figura 32 Separación de zonas, por producción de
condensado. Proyecto integral Burgos, Pemex 2012.
Figura 33 Producción gas y condensado, campo Nejo
Tabla 17 Tipo de hidrocarburo por zonas. Proyecto integral Burgos. Pemex 2012
Region productiva Play Hidrocarburo
Reynosa Oligoceno - Mioceno Gas humedo y poco aceite
Camargo Eoceno Superior y Oligoceno Inferior Gas humedo y gas seco
Herrera Paleoceno Eoceno Gas seco y poco gas humedo
Presa Falcon Cretacico Superior y Cretacico Inferior Gas seco
Muzquiz Jurasico y Cretacico Inferior Gas seco
Piedras Negras Cretacico Superior Gas humedo y aceite

44
La estrategia actual de Pemex para el desarrollo de estos campos ha sido: la aplicación de
la técnica de interpretación sísmica de AVO para la identificación de cuerpos de arena con
potencial saturación de gas; la perforación vertical o desviada a objetivos de profundidad de
2,500 a 5,000 m, como se observa en la Figura 34, elaborada por Hernandez (2017);
terminaciones de bajo costo, esbeltas, generalmente sin tubería de producción y con
completamiento con tubería de revestimiento de 3 1/2” (tubingless), Figura 35; y debido a la
baja permeabilidad de las arenas fracturamientos hidráulicos, uno o dos por arena. En la
cuenca Burgos es muy común encontrar múltiples arenas productoras en un mismo pozo, por
lo que es también común una producción conjunta de varias arenas al mismo tiempo en un
mismo pozo. Por lo tanto, es necesario mantener actualizado el catálogo de reservas por
arena, por pozo y por unidad de flujo, como también el catálogo de reparaciones mayores
(apertura y producción de arenas nuevas) y reparaciones menores (rehabilitación de
producción de áreas en producción), para incrementar y mantener la producción en estos
campos.
Figura 34 Profundidad promedio de los campos descubiertos en la cuenca Burgos. Hernández (2017)

45
Figura 35 Estado mecánico tipo, cuenca Burgos
5.2 Cuenca Burgos, seguridad en Tamaulipas
La cuenca de Burgos principalmente abarca el estado de Tamaulipas; lamentablemente esta
región tiene uno de los mayores índices de inseguridad de México. Por lo tanto, el factor
seguridad es uno de los más importantes a ser evaluado durante las Rondas. Según comento
Alberto de la Fuente, presidente de la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos
(Amexhi): “Seguramente la parte económica, es decir, que sea atractivo para las empresas y
la parte de seguridad creo yo, que serán dos variables que deberán tomar en cuenta las
empresas antes de invertir en Tamaulipas” Zúñiga, N., (2018).
El mapa de inseguridad de México, Figura 36, elaborado por el gobierno de los Estados
Unidos, Grupo Reforma (2018), que indica restricciones y reglas para diplomáticos de este
país muestran a Tamaulipas con alerta 4, nivel similar asignado a países con conflictos

46
internos como Irak y Somalia. Además, según el Semáforo Delictivo para setiembre del
2018, Figura 37; presenta a Tamaulipas con uno de los índices de secuestros más altos en
México.
Figura 36 Mapa inseguridad de México.
Gob. USA. 2018
Figura 37 Mapa índice de secuestros México.
Semáforo Delictivo. 2018
Según la BBC, Najar (2017), que identifica para el 2017 las actividades de los carteles de
narcotráfico en México, presenta que en Tamaulipas operaria el Cartel del Golfo, Figura 38.
Figura 38 Mapa de Carteles y Organizaciones de Narcotráfico en México. BBC. 2017
También es de conocimiento público, que las instalaciones de Pemex en el área sufren
de constantes violaciones a la integridad con la finalidad de extraer hidrocarburos y
venderlos en el mercado negro; gasolina, diesel y condensado son comercializados de

47
forma ilegal por los llamados “huachicoleros” que operan tomas clandestinas en los ductos
de la región.
Esto riesgos, externos a la operación petrolera, incrementan gastos de: seguridad,
seguros, mantenimientos y compensaciones por accidentes causados por la actividad
criminal. Lamentablemente son muy difíciles de cuantificar y se requerirá un análisis más
profundo para asignar un costo incremental asociado a estos riegos.
6 MODELAMIENTO ECONOMICO
6.1 Valores operativos supuestos para el modelamiento económico
Se realizó una simulación económica considerando el caso de los contratos de las Rondas
terrestres y asumieron costos y producciones que pudieran representar un escenario
característico de bloques petroleros en la cuenca Burgos. Sin embargo, los valores supuestos
deben de ser considerados solamente de forma referencial, porque varían dependiendo del
potencial productivo, profundidades y distancias específicas de cada campo.
El área contractual para el ejercicio se considera un área inicial de 350 km2, (promedio de
los bloques licitados en la Cuenca Burgos últimas rondas R2.3y R2.3), luego de la etapa de
exploración sísmica se considera se encuentren 03 zonas de 40 km2 cada una, total de 120
km2 con posibilidad para la actividad de extracción de hidrocarburos y donde se ejecutaría
el programa de desarrollo, esto corresponde al 34% del área inicial. Además, se plantea que
luego de 5 años de actividad exploratoria se devolvería el área sin potencial productivo y de
esta forma reducir la carga fiscal correspondiente al uso del terreno, Figura 39.

48
Figura 39 Esquema de área contractual inicial y área con potencial de producción de hidrocarburos
El Gas Original En Sito (GOES) resultado de asumir parámetros petrofísicos y de
recuperación final promedios característicos de la cuenca Burgos, para arenas productoras a
una profundidad de 3,000 m y asumiendo que se encontrarán solo 3 arenas productoras en
cada uno de los 3 campos, es de 1,161 BCF total del área contractual, asumiendo un factor
de recobro de 60%, los recursos de hidrocarburos o posibles reservas serian de 694 BCF,
Tabla 18, los cuales serán producidos por 132 pozos con un radio de drenaje teórico de 540
m.
Tabla 18 Parámetros petrofísicos, GOES y Reservas asumidas
350 km2
Campo 1
40 km2
Arenas
A, B y C
Campo 2
40 km2
Arenas
D, E y F
Campo 3
40 km2
Arenas
G, H e I
A h por Sw Prof Z T reservoir
P
reservoir
Bg
km2 m % % m R psi
40 4.00 18.0% 38% 3,000 0.980 770 4,350 0.0049
GOES
arena
FR
Reservas
arena
Arenas
Resevas
Campo
Campos
Reservas
Bloque
BCF % BCF # BCF # BCF
129 60% 77 3 231 3 694

49
El plan exploratorio contempla estudio de impacto ambiental, evaluación sísmica y 3
pozos exploratorios, cuya inversión total para la etapa de exploración se considera de 13.1
MMusd. Tabla 19.
Tabla 19 Inversión de capital, etapa de exploración
El plan de desarrollo considera la perforación de 129 pozos, los cuales se perforarán cada
30 días, cada uno con tres tipos de inversiones de capital: perforación; reparación mayor; y
reparación menor. Las dos primeras consideran un incremento en la producción mientras que
la última sólo considera mantenimiento mecánico del pozo y no tiene una producción
incremental asociada. Además, se consideran inversiones de capital para la construcción de
la infraestructura necesaria: estación de separación y tratamiento, gasoducto para conexión
al sistema nacional de gas, sistema de medición, sistema de tratamiento de agua, sistema de
compresión, conversión de pozo inyector y sistema de bombeo, Tabla 20.
Inversiones de Capital Etapa Exploracion # MMusd Total MMusd
Estudio impacto ambiental 1.0 0.1 0.1
Evaluacion sismica 1.0 1.0 1.0
Perforaciones pozos exploratorios 3.0 4.0 12.0
TOTAL 13.1

50
Tabla 20 Inversiones de capital, etapa de desarrollo
La producción asociada a las inversiones de los pozos esta descrita por curvas de
declinación hiperbólica como se muestra en la Tabla 21. Los tiempos de ejecución de la
reparación mayor es después de 3 años de perforado el pozo y la ejecución de la reparación
menor se considera 2 años después (sin producción incremental) como se aprecia en el perfil
productivo de pozos tipo de la Figura 40
Tabla 21 Caracterización de curvas de producción
Inversiones de Capital Etapa Desarrollo # MMusd MMusd
Pozos 438.6
Perforaciones pozos desarrollo 129.0 3.0 387.0
Reparaciones Mayores 129.0 0.4 45.2
Reparaciones Menores 129.0 0.1 6.5
Infraestructura 15.5
Estacion de separacion y tratamiento 1.0 5.0 5.0
Gasoducto al Sistrangas 1.0 5.0 5.0
Sistema de medicion 1.0 1.0 1.0
Sistema de tratamiento de agua 1.0 1.5 1.5
Sistema de compresion 1.0 2.0 2.0
Pozo inyector y sistema de bombeo 1.0 1.0 1.0
TOTAL 454.10
Tipo de actividad Qi Dmn b ReservaBCF
Terminacion 2.5 7 0.95 3.28
Reparacion mayor 1.2 4.5 0.95 1.92

51
Figura 40 Producción pozo tipo
La producción de condensados se considera relativa a la producción de gas y para efectos
del modelo se asumirá una Relación de Condensado Gas de 20 bbl/ MMpc
La producción de agua en reservorios volumétricos, con mecanismos de producción de
expansión de fluidos donde intervienen gas y agua, es mínima. Debido a esto se asumió una
producción de agua congénita en relación al gas (RAG) de 3 bbl/MMpc (barriles de agua por
millón de pies cúbicos) constante durante la vida del pozo. Actualmente la regulación obliga
a la disposición del agua congénita, lo que implica equipos de separación, tratamiento y
filtrado del agua producida, para su posterior inyección a un reservorio depletado o formación
receptora cuyo costo asumido es de 1 usd/bbl. En la cuenca es usual la dosificación de
espumante liquido o en barras como mecanismo de asistencia a la producción lo cual se
deberá considerar en los costos operativos de desarrollo, Tabla 22.

52
Tabla 22 Costos operativos etapa de desarrollo
6.2 Valores financieros supuestos para el modelamiento económico
El modelo corresponde a campos terrestres, con un alto componente exploratorio; con
poca o nula producción existe. Por lo tanto, se considera de alto riesgo de inversión debido a
la baja probabilidad de encontrar hidrocarburo en cantidades suficientes para que sea
económicamente viable y ser considerado reservas. Es importante considerar que al no tener
producciones existentes o reservas probadas certificadas los tipos de financiamiento se
reducen al no tener un activo como tal al inicio de la actividad. Debido a esto es usual que
compañías interesadas recurran a Asociaciones (Joint Venture) y de esta forma compartir el
riesgo durante la fase exploratoria. En caso de ser exitosa la etapa exploratoria, el desarrollo
del campo requerirá de mucha inversión y una vez con producción y reservas certificadas
será más factible recurrir a financiamiento externo.
La tasa de retorno libre de riego, tomada de los bonos del tesoro federal de USA a 10 años
es de 3.16%. El valor de beta del sector tomado por Reuters es de 1.2. La tasa de retorno del
Costos etapa de desarrollo
Costos operativos
Abandono pozo 0.08 MMusd *Tubería Flexible
Costo transporte de gas 0.30 usd/MM BTU (10% Hc’s)
Costo transporte de condensado 6.50 usd/bbl (10% Hc’s)
Costo de producción gas 0.30 usd/MM btu
Costo de separación y tratamiento 30.00 Musd/mes
Costo inyección de agua 1.00 usd/bbl
Gastos administrativos 200.00 Musd/mes
Precio de HC’s
Gas 3.00 usd/MM BTU
Condensado 65.00 usd/bbl

53
mercado tomado de S&P 500 en el último año fue de 8.65%. Considerando un nivel de
apalancamiento del sector de Debt/Equity de 34.33 obtenemos un valor de WAAC de 10.57%
que será utilizado en el modelo; y es similar al dato presentado por Mercer Capital, (2016),
para compañías Globales de E&P que presenta un rango de 8.16 a 9.95% para el año 2016,
Tabla 23.
Tabla 23 WACC, actividades upstream, por región y cuenca. Mercer Capital, 2016
7 RESULTADOS
Con los valores asumidos el modelo construye los siguientes cronogramas de actividades
físicas, inversiones y producciones, Figura 40 a Figura 44.
Figura 41 Cronograma de perforación
Min Media Max Min Media Max
Global integrated 6.42% 6.89% 8.26% 6.50% 7.95% 8.29%
Global E&P 8.37% 9.28% 9.88% 8.16% 9.04% 9.95%
North American E&P 4.12% 7.84% 10.79% 6.06% 6.06% 13.72%
Permian 5.99% 8.52% 11.20% 7.05% 7.05% 11.30%
Marcellus & Utica 5.07% 7.11% 13.87% 6.76% 6.76% 14.18%
Bakken 6.74% 8.17% 10.04% 8.86% 8.86% 13.15%
Eagle Ford 7.08% 8.64% 10.37% 7.94% 7.94% 11.61%
Standard WACC S+P Rating Based WACC

54
Figura 42 Cronograma de inversiones de capital, CAPEX
Figura 43 Producción de gas, MMpcd
Figura 44 Producción de condensado Mbpd
Los siguientes resultados financieros serán evaluados a la regalía máxima propuesta por
la CNH para la oferta como criterio de la asignación del contrato para las Rondas 2.2 y 2.3,
regalía ofertada asumida es de 25%.

55
Figura 45 EBITDA
Figura 46 Flujo de efectivo
Figura 47 Flujo de efectivo descontado

56
Figura 48 Valor Presente Neto
Tabla 24 Resultados financieros totales
Tabla 25 Sensibilidad a regalías ofertadas
VAN 114.7 MMusd
TIR 25 %
PAY BACK 9.6 años
INVERSION NECESARIA 50.84 MMusd
Resultados financieros totales
% Regalia VAN TIR Pay Back Inversion
Sobre Tasa MM US$ % Años MMUS$
2.5% 221 38.3% 6.8 38
5.0% 209 36.8% 6.9 39
7.5% 197 35.3% 7.2 40
10.0% 185 33.8% 7.4 42
12.5% 174 32.3% 7.7 43
15.0% 162 30.9% 8.0 44
17.5% 150 29.3% 8.3 45
20.0% 138 27.9% 8.7 47
22.5% 126 26.4% 9.1 49
25.0% 115 25.0% 9.6 51
Capital Total

57
8 CONCLUSIONES
• Es posible optimizar la administración del contrato tipo Licencia, conociendo los 7
riesgos y oportunidades descritos en este documento, monitoreando las producciones,
ingresos y contraprestaciones resultantes a pagar al Estado.
L3 Regalías
L6 Abandonos
L7 Factor de ajuste de regalías por producción
• La cuenca Burgos tiene un potencial reconocido de producción de gas y condensado,
siendo este último el producto más valioso; aparentemente la data de producción de la
CNH pudiera no representar el potencial de producir condensado en la cuenca; un análisis
geológico regional podría identificar y cuantificar mejor la ubicación de este recurso.
• Históricamente los campos descubiertos en la cuenca Burgos son de reducido tamaño, lo
que supone un reto a los geólogos e ingenieros para ubicar y producir los yacimientos de
forma económica.
• La estrategia de Pemex para producir estos campos es: uso de AVO para identificación
de cuerpo saturados de gas, perforaciones esbeltas de bajo costo verticales o desviadas,
terminaciones tipo tubing less, fracturamiento hidráulico no intensivo.
• El estado de Tamaulipas donde están ubicadas la mayor cantidad de campos de la cuenca
Burgos presenta altos niveles de inseguridad, lo cual impactara en los costos de seguros,

58
mantenimientos, compensaciones y gastos asociados a externalidades de las operaciones
petroleras; riesgos que tendrán que ser cuantificados para la toma de decisiones.
• Es importante indicar que este tipo de actividades requiere de personal altamente
calificado y tecnología de vanguardia, lo que impulsaría el desarrollo económico regional
y nacional, generando fuentes de trabajo, ingresos nacionales por impuestos, apoyo a la
asistencia social y desarrollo de infraestructura en la zona.

59
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66
10 LISTA DE CUADROS Y FIGURAS
10.1 Lista de Tablas
Tabla 1 Áreas Contractuales licitadas por tipo de contrato, Rondas CNH. Datos CNH e
Tabla 2 Resultados de Rondas Colombianas, ANH
Tabla 3 Programa de Rondas brasileras 2017- 2019
Tabla 4 Tipo de regímenes fiscales en América Latina y en el mundo. Honore Le Leuch,
marzo 2014
Tabla 5 Documentos que regulan las contraprestaciones de la actividad petrolera en México.
Tabla 6 Calculo para el precio contractual de hidrocarburos.
Tabla 7 Mecanismo de control de desviación de precios
Tabla 8 Calculo de Regalías.
Tabla 9 Cuota para la fase exploratoria
Tabla 10 Impuesto por Actividad de Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Tabla 11 Rango de pagos por afectaciones
Tabla 12 Porcentajes aplicables de pagos de afectación, Gas Natural No Asociado
Tabla 13Porcentajes aplicables de pagos de afectación, Hidrocarburos distintos a Gas Natural
No Asociado
Tabla 14 Factor de ajuste Rondas Marinas
Tabla 15 Amortización para cálculo del ISR
Tabla 16 Costos de transporte de gas, México. Agosta 2018
Tabla 17 Tipo de hidrocarburo por zonas. Proyecto integral Burgos. Pemex 2012
Tabla 18 Parámetros petrofísicos, GOES y Reservas asumidas
Tabla 19 Inversión de capital, etapa de exploración
Tabla 20 Inversiones de capital, etapa de desarrollo

67
Tabla 21 Caracterización de curvas de producción
Tabla 22 Costos operativos etapa de desarrollo
Tabla 23 WACC, actividades upstream, por región y cuenca. Mercer Capital, 2016
Tabla 24 Resultados financieros totales
Tabla 25 Sensibilidad a regalías ofertadas
10.2 Lista de figuras
Figura 1 Áreas Contractuales licitadas por tipo de contrato,
Figura 2 Áreas asignadas y no asignadas, contratos tipo Licencia, Rondas CNH. Datos CNH,
elaboración propia
Figura 3 Áreas asignadas y no asignadas, contratos tipo Utilidad Compartida, Rondas CNH.
Datos CNH, elaboración propia
Figura 4 Plan quinquenal de Rondas CNH
Figura 5 Producción histórica de crudo, México. Energy Information Administration, EIA
Figura 6 Producción histórica de gas, México. Energy Information Administration, EIA
Figura 7 Mapa actividad petrolera Colombia, febrero 2017. ANH.
Figura 8 Producción histórica de crudo, Colombia
Figura 9 Producción histórica de gas, Colombia
Figura 10 Producción por operador en Colombia,
Figura 11 Mapa brasilero actividad petrolera, Rondas 2017 -2019
Figura 12 Producción histórica de crudo, Brasil
Figura 13 Producción histórica de gas, Brasil
Figura 14 Mayores campos productores de hidrocarburos en Brasil por operador. Setiembre
2018. ANP

68
Figura 15 Historia producción Brasil. Presal y otros. EIA
Figura 16 Costos operativos en Colombia. Extracción y transporte interno.
Figura 17 Mecanismo de control de desviación de precios, escenario precios bajos
Figura 18Mecanismo de control de desviación de precios, escenario precios altos
Figura 19 Resultados de las regalías ofrecidas de los ganadores de las Rondas CNH, contratos
tipo licencia.
Figura 20 Government take por pais por tipo de contrato.
Figura 21 Escalamiento de pago de afectaciones. Escenario gas natural.
Figura 22 Escalamiento de pago de afectaciones. Escenario petróleo y condensado.
Figura 23 Mapa cuenca burgos, franjas de depósito y de producción.
Figura 24 Cuencas petroleras Convencionales
Figura 25 Cuencas petroleras No Convencionales
Figura 26 Producción de gas en México por región. PEP. En rojo la producción de la cuenca
Burgos
Figura 27 Distribución de la ocurrencia de los campos descubiertos por tamaño. Clasificación
de Ivanhoe & Leckie (1993) y el volumen de URR que concentran. Hernández (2017).
Figura 28 Mapa estructural tipo de la cuenca Burgos, con alta intensidad de fallas.
Figura 29 Corte estructural tipo de la cuenca Burgos, múltiples arenas productoras por pozo
y una alta intensidad de fallas.
Figura 30 Producción acumulada por intervención vs caudal inicial. Cuenca Burgos.
Figura 31 Histograma de producción acumulada por intervención por pozo. Cuenca Burgos.
Datos CNH
Figura 32 Separación de zonas, por producción de condensado. Proyecto integral Burgos,
Pemex 2012.

69
Figura 33 Producción gas y condensado, campo Nejo
Figura 35 Estado mecánico tipo, cuenca Burgos
Figura 36 Mapa inseguridad de México.
Figura 37 Mapa índice de secuestros México. Semáforo Delictivo. 2018
Figura 38 Mapa de Carteles y Organizaciones de Narcotráfico en México. BBC. 2017
Figura 39 Esquema de área contractual inicial y área con potencial de producción de
hidrocarburos
Figura 40 Producción pozo tipo
Figura 41 Cronograma de perforación
Figura 42 Cronograma de inversiones de capital, CAPEX
Figura 43 Producción de gas, MMpcd
Figura 44 Producción de condensado Mbpd
Figura 45 EBITDA
Figura 46 Flujo de efectivo
Figura 47 Flujo de efectivo descontado
Figura 48 Valor Presente Neto

70
11 ANEXOS
Anexo 1 Áreas plan quinquenal cuenca Burgos, CNH (2015)

71
Anexo 2 Cuencas de gas convencional USA, EIA
Anexo 3 Cuencas de gas no convencional USA, EIA

72
Anexo 4 Recursos prospectivos convencionales por tipo de hidrocarburo y por cuenca petrolera, CNH, (2015)
Anexo 5 Recursos prospectivos no convencionales por tipo de hidrocarburo y por cuenca petrolera. CNH (2015)
Aceite
superligero
Aceite
Ligero
Aceite
pesado
Aceite
extrapesad
Gas
Humedo
Gas
Seco Total
Golfo de Mexico - Aguas profundas 4.1 11.2 2.1 1.2 5.9 3.3 27.8
Cuenca de Sureste 3.4 7.0 1.9 1.1 0.2 1.0 14.6
Cuenca de Burgos 0.0 0.6 0.0 0.0 2.3 0.3 3.2
Cuenca Tampico - Misantla 0.0 1.2 0.1 0.0 0.2 0.8 2.3
Plataforma de Yucatan 0.0 0.1 0.3 1.2 0.1 0.0 1.7
Cuenca de Veracruz 0.7 0.2 0.1 0.0 0.4 0.8 2.2
Cinturon Plegado de Chiapas 0.0 0.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.4
Cuenca de Sabinas 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.4 0.4
Total 8.2 20.7 4.5 3.5 9.1 6.6 52.6
Recursos prospectivos convencionales por tipo de hidrocarburo (MMMbpce*)
Provincia petrolera
Aceite Gas Humedo Gas Seco Total
Tampico - Misantla 30.6 4.1 0.0 34.7
Sabinas - Burro Picachos 0.6 1.2 12.1 13.9
Burgos 0.0 1.9 8.9 10.8
Veracruz 0.8 0.0 0.0 0.8
Total 32.0 7.2 21.0 60.2
Provincia petrolera
Recursos prospectivos no convencionales por tipo de
hidrocarburo (MMMbpce*)

73
Anexo 6 Valor de la tasa libre de riesgo, recuperado de: https://fred.stlouisfed.org/series/DGS10
Anexo 7 Valor de beta, recuperado de: https://www.reuters.com/finance/stocks/financial-highlights/TLW.L
Anexo 8 Valor de la tasa de mercado, recuperado de:
https://finance.yahoo.com/quote/%5EGSPC/history?period1=1508303725&period2=1539839725&interval=1mo&filter
=history&frequency=1mo
Tullow Compañia Industria Sector
Beta 1.76 1.47 1.2
Total Debt to Equity 192.09 145.83 34.33
Return on Assets 2.18 1.72 10.65
Return on Investment 2.55 2.98 15.13
Return to Equity 8.55 7.27 17.74

74
Obtención de tasa de descuento
CAPM = rf + β [ E (rm) – rf ] = 3.16 + 1.2 [ 8.68 -3.16] = 9.784
Total Debt / Equity = 34.33
Debt 97.16 %
Equity 2.83 %
Tasa de retorno en inversiones = 15.13%
WACC = kd * [ 1 – tax % ] * D/ (D+E) + Ke * E / (D+E)
= 15.13% * [ 1 – 0.30]* 0.9716 + 9.784% * 0.0283
= 10.29% + 0.28%
= 10.57 %
Anexo 9 Cálculos para hallar el CAPM y WACC

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