Sector Hidrocarburos: Avanzan las inversiones … · Seguimiento a la Segunda Ronda de Licitaciones Los resultados obtenidos en la primera, segunda y tercera licitación de la segunda

Sector Hidrocarburos: Avanzan las inversiones privadas de Exploración y Producción (E&P) en Ronda 2

Julio 2017

Comentarios de los resultados de las Rondas:- 2.1 Aguas Someras - 2.2 Terrestres Convencionales- 2.3 Terrestres Convencionales- Análisis de la R1.1 a la R 2.3

Seguimiento a la Segunda Ronda de Licitaciones Los resultados obtenidos en la primera, segunda y tercera licitación de la segunda ronda implementada por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), muestran la respuesta de un mercado emergente en la industria energética mexicana, exponiendo interés y confianza por parte de inversionistas mexicanos y extranjeros en los recursos petrolíferos en aguas someras del Golfo de México, y campos terrestres en el entorno institucional que se ha establecido.

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Índice

Comentarios de la Ronda 2.1 pg.4 1. ¿Qué sucedió en la Ronda 2.1? pg.4 2. ¿Quiénes presentaron interés y cuáles fueron los resultados finales? pg.5 3. Ganadores y estrategias en la Ronda 2.1. pg.8

Comentarios de la Ronda 2.2 pg.11 4. ¿Qué sucedió en la Ronda 2.2? pg.11

Comentarios de la Ronda 2.3 pg.14 5. ¿Qué sucedió en la Ronda 2.3? pg.14

Comparación de Resultados desde la R1.1 a la R2.3 pg.16 6. Panorama de las Rondas de Licitación en México. pg.16

Observaciones Finales pg.18 7. Comentarios útiles pg.18

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Comentarios de la Ronda 2.11. ¿Qué sucedió en la Ronda 2.1?El 19 de junio de 2017, se presentaron ante la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) de México las propuestas para la subasta de 15 bloques contractuales en el Golfo de México, una de las zonas de mayor actividad petrolera en el continente americano.

La composición de los bloques se distribuye como sigue:

• 7 en costas de Veracruz,

• 7 en costas de Tabasco, y

• 1 en costas de Campeche.

En conjunto, los campos que forman parte de la oferta de portafolio a licitar, sumaron un aproximado de 8,900 km2 de superficie, con tirantes de agua que van de 10 a 500 metros de profundidad, y una cantidad de recursos prospectivos en sitio estimados en 1,587 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce)1.

Dentro de un contexto geológico regional, los bloques se ubican en tres cuencas sedimentarias distintas: Tampico-Misantla, Veracruz y Cuencas del Sureste.

Bloques 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Cuenca Tampico - Misantla Veracruz Cuencas del Sureste Los primeros cuatro bloques pertenecen a la cuenca Tampico-Misantla, alrededor de la zona conocida como Faja de Oro, con constante presencia de aceite ligero y gas seco. El quinto bloque pertenece a la cuenca de Veracruz, y se caracteriza por la presencia de gas húmedo. Los últimos diez bloques pertenecen a la provincia denominada Cuencas del Sureste, donde se manifiesta la mayor variedad de hidrocarburos; los bloques 6-12 se distinguen por la presencia de aceite ligero, mientras que los bloques 13 y 14 presentan aceite pesado; finalmente el bloque 15 resguarda gas húmedo.

Es importante tener en cuenta que la actividad de exploración y producción por parte de PEMEX ha sido de mayor concentración en esta última zona, por lo que es reconocida como la zona petrolera de mayor actividad a nivel nacional.

Áreas Contractuales8,900 km² de superficie

15

Puebla

Oaxaca

Chiapas

Campeche

Veracruz

1

2

3

4

5

6

7 8 910

1112

13

14 15

Frente a las costas de Veracruz

7 Frente a las costas de Tabasco

7Frente a las costas de Campeche

1

Bloques Campos

Tabasco

_____________1 http://rondasmexico.gob.mx/wp-content/uploads/2016/07/1ra_Conv_R2_SSH-SHCP-CNH-v20 Jul2016.pdf consultada el 20 de junio de 2017

5

2. ¿Quiénes presentaron interés y cuáles fueron los resultados finales?Se observó la presencia de una gran variedad de empresas nacionales y extranjeras, que al inicio del proceso participaron de forma individual o en consorcio, alcanzando un número de 36 combinaciones de oferentes, en posibilidad de presentar propuestas en las subastas2.

Individuales Consorcios

1. Chevron Energía De México 1. Capricorn Energy Limited con Citla Energy E&P

2. China Offshore Oil Corporation E&P México

2. Chevron Energía De México con Pemex Exploración Y Producción e Inpex E&P México

3. Conocophillips México 3. Dea Deutsche Erdoel con Diavaz GyP

4. Dea Deutsche Erdoel 4. Dea Deutsche Erdoel con Pemex Exploración Y Producción

5. Ecopetrol Global Energy 5. ENI México con Citla Energy E&P

6. ENI México 6. ENI México con Capricorn Energy Limited y Citla Energy E&P

7. Hunt Overseas Oil Company 7. ENI México con Lukoil International Upstream Holding

8. Inpex E&P México 8. Murphy Sur con Talos Energy Offshore Mexico 7, y Ophir Mexico Limited

9. Llc Rn-Shelf-South 9. Noble Energy Mexico con Talos Energy Offshore México 7

10. Lukoil International Upstream10. Noble Energy Mexico con Ecopetrol

Global Energy y PC Carigali Mexico Operations

11. Murphy Sur 11. PC Carigali Mexico Operations con Ecopetrol Global Energy

12. Noble Energy Mexico 12. Pemex Exploración y Producción con Ecopetrol Global Energy

13. Ongc Videsh Limited 13. Premier Oil Exploration And Production Mexico con Sierra Perote E&P

14. Ophir Mexico Limited14. Repsol Exploración México con Premier

Oil Exploration and Production Mexico., y Sierra Perote E&P

15. Pan American Energy Llc 15. Repsol Exploración México con Sierra Perote E&P

16. PC Carigali Mexico Operations 16. Total E&P México con Shell Exploración y Extracción De México

17. Pemex Exploración y Producción

18. Repsol Exploración México

19. Shell Exploración Y Extracción De México

20. Total E&P México

_____________2 http://rondasmexico.gob.mx/wp-content/uploads/2017/06/CONFORMACIO %CC%81N-LICITANTES-2.1.pdf consultada el 20 de junio de 2017

5

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De estas 36 posibilidades, únicamente 20 presentaron propuestas finales3, estas son:

1. Repsol Exploración México (España),

2. Repsol Exploración México, Premier Oil Exploration and Production Mexico y Sierra Perote E&P (España, Reino Unido y México),

3. Repsol Exploración México y Sierra Perote E&P (España y México),

4. Capricorn Energy y Citla Energy E&P (Reino Unido y México),

5. ENI México (Italia),

6. ENI México y Citla Energy E&P (Italia y México),

7. ENI México, Capricorn Energy, y Citla Energy E&P (Italia, Reino Unido y México),

8. ENI México, y Lukoil International Upstream Holding (Italia y Rusia),

9. PC Carigali Mexico Operations y Ecopetrol Global Energy (Malasa y Colombia),

10. Chevron Energía de México, Pemex Exploración y Producción, e Inpex E&P México (Estados Unidos, México y Japón),

11. Lukoil International Upstream Holding (Rusia),

12. Pemex Exploración y Producción (México),

13. Pemex Exploración y Producción y Ecopetrol Global Energy (México y Colombia),

14. Noble Energy México, Ecopetrol Global Energy, y PC Carigali Mexico Operations (Estados Unidos, Colombia y Malasia),

15. Noble Energy México y Talos Energy Offshore México 7 (Estados Unidos y Estados Unidos),

16. Total E&P México y Shell Exploración y Extracción de México (Francia y Holanda),

17. China Offshore Oil Corporation E&P México (China),

18. Murphy Sur, Talos Energy Offshore México 7, y Ophir México (Estados Unidos, Estados Unidos, y Reino Unido),

19. DEA Deursche Erdoel y Pemex Exploración y Producción (Alemania y México),

20. DEA Deutsche Erdoel, y Diavaz G y P (Alemania y México)

• Repsol, Noble Energy, y Ecopetrol se presentan por primera vez como oferentes finalistas en México.

• ENI, Repsol, Pemex y DEA muestran gran interés en participación en consorcio.

• Se repite la participación conjunta de Chevron, Pemex e Inpex.

• China Offshore Oil Corporation repite su participación solitaria en licitaciones mexicanas.

• BHP Billiton, BP, Exxonmobil y Statoil no presentan ofertas finales, a diferencia de la última ronda.

_____________3 http://rondasmexico.gob.mx/wp-content/uploads/2017/06/r21_reporte asistencia.pdf consultada el 20 de junio de 2017.

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Después de la apertura de propuestas, la CNH asignó 10 de los 15 bloques disponibles, como a continuación se presenta, resaltando a los operadores de los contratos correspondientes4.

Bloques Ganadores % Part. Edo. Km2

Bloque 2 Pemex (México) y DEA Deutsche (Alemania) 57.92 549

Bloque 6 PC Carigali (Malasia) y Ecopetrol Global (Colombia)

65.19 559

Bloque 7 ENI (Italia), Capricorn (Reino Unido) y Citla Energy (México)

75 591

Bloque 8 Pemex (México) y Ecopetrol (Colombia) 20.1 586

Bloque 9 Capricorn (Reino Unido) y Citla Energy (México)

75 562

Bloque 10 ENI (Italia) 75 533

Bloque 11 Repsol (España) y Sierra Perote (México) 62.28 533

Bloque 12 Lukoil (Rusia) 75 521

Bloque 14 ENI (Italia) y Citla Energy (México) 37.27 466

Bloque 15 Total (Francia) y Shell (Países Bajos) 30.11 972

Cabe recordar que los criterios para la adjudicación de un contrato son:

1. La empresa que ofrece un mayor porcentaje de participación para el Estado en las utilidades operativas.

2. Si existe empate, el ganador lo definirá aquel que ofrezca mayor nivel de inversión adicional.

3. En caso de persistir el empate, ganará aquella empresa o consocio que ofrezca un mayor pago en efectivo para el Estado (existe un último mecanismo de desempate que es aplicando el método de insaculación o sorteo).

El promedio de porcentaje de participación del Estado para estos bloques fue de 57.29%, y el promedio de área adjudicada de 587.2 km2 por contrato. La ubicación de los bloques, por otro lado, ha sido más atractiva en la región sureste del país, ya que nueve de las diez áreas asignadas se encuentran en la provincia geológica Cuencas del Sureste, frente al borde sur de Veracruz, Tabasco y Campeche, y solamente un bloque en la Cuenca Tampico-Misantla, frente a Veracruz.

Los Bloques 1, 3, 4, 5, y 13, se declararon desiertos al no haber propuestas por parte de las empresas participantes; lo que se ha explicado por el bajo atractivo económico que despiertan los altos niveles de gas natural.

La Secretaría de Energía estima que las inversiones asociadas a las propuestas recibidas alcanzarán niveles cercanos a los USD8,200 millones, y una producción estimada de 170 mil barriles de petróleo crudo equivalente diarios (mbpced), percibiendo utilidades del orden del 77.4% generadas en los contratos adjudicados. Es así que si los niveles de producción, reservas y precios presentan un alza en los próximos años, la percepción de utilidades por contrato podría ascender hasta un 83.9%5.

El Gobierno Federal tiene establecidos los periodos correspondientes a la actividad de estos contratos de producción compartida, primero, contemplando una fase exploratoria de cuatro a seis años, una fase de evaluación de hasta dos años, y una última fase de desarrollo de 22 años o más, dando periodos integrales de trabajo de 30 a 40 años, para las compañías asignadas por bloque.

_____________4 http://rondasmexico.gob.mx/r02-l01-seguimiento-y transparencia/#resultado consultada el 20 de junio de 2017.

5 https://www.gob.mx/sener/prensa/resultados-de-la-primera convocatoria-de-la-ronda-dos?idiom=es consultado el 27 de junio de 2017.

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3. Ganadores y estrategias en la Ronda 2.1.Destaca la intensa participación de la italiana ENI, ganando tres de los diez bloques asignados, ofertando tanto en lo individual como en consorcio con la británica Capricorn y la mexicana Citla Energy. Con estos logros, ENI se posiciona como el operador privado con mayor participación en la actividad de aguas someras del país. El caso de la mexicana Citla Energy es relativamente nuevo, ya que no había resultado ganador en ninguna de las rondas anteriores, y ahora obtiene tres contratos en consorcio con ENI y Capricorn, resultado de una asertiva estrategia de equipo en esta ronda 2.1.

Al igual que Citla Energy, esta ronda 2.1 presentó nuevos ganadores como son:

• DEA Deutsche (Alemania),

• Ecopetrol Global (Colombia),

• Capricorn (Reino Unido),

• Repsol (España),

• Sierra Perote (México),

• Lukoil (Rusia), y

• Shell (Países Bajos).

De los ganadores en esta ronda 2.1 que ya habían obtenido adjudicaciones en licitaciones anteriores, tenemos a:

• Pemex, que tiene infraestructura y operaciones en todas las cuencas petroleras del país, al igual que una adjudicación con Chevron (EUA) e Inpex (Japón) en la provincia del Cinturón Plegado Perdido y un farmout en aguas profundas, en la misma zona de Perdido, con BHP Billiton (Australia),

• ENI (Italia) obtuvo la licitación correspondiente al bloque 1 de la ronda 1.2, ubicado en aguas someras al norte de la costa de Tabasco.

• PC Carigali (Malasia) obtuvo la licitación correspondiente al bloque 4 CS de la ronda 1.4, ubicado en aguas profundas del Golfo de México al Norte de las costas de Coatzacoalcos, Veracruz, en consorcio con Sierra Coronado (Reino Unido), y

• Total (Francia), fue la de mayor participación en los bloques licitados dentro de la ronda 1.4. Participó de manera conjunta con Exxonmobil (EUA), British Petroleum (Reino Unido), y Statoil (Noruega); obteniendo el bloque 2CPP en aguas profundas del Golfo de México, frente a las costas de Tamaulipas, y los bloques 1 y 3 CS en consorcio con BP y Statoil en aguas profundas del Golfo de México al Norte de las costas de Coatzacoalcos, Veracruz.

Las propuestas de mayor interés se vieron enfocadas en el bloque 9, presentando a cinco consorcios y a ENI de manera independiente. Aunado a esto, se llegó al “pago por desempate”, debido a que Capricorn y Citla Energy propusieron el mismo Valor Ponderado de la Oferta Económica que presentó ENI. La adjudicación para los británicos y mexicanos fue gracias a una diferencia aproximada de USD9.5 millones, ya que Capricorn y Citla habían ofrecido cerca de USD 30 millones contra USD20.5 millones por parte de la italiana. En este escenario vemos involucradas a las tres compañías que hicieron mejor sinergia a lo largo de toda la ronda 2.1: ENI, Capricorn y Citla Energy.

Otro punto a resaltar es la estrategia de tipo “agresiva” mostrada por los participantes en su interés por obtener la contratación, a partir de la media de 57.287% de participación del Estado por bloque, y es así que podemos observar lo siguiente:

Bloques Ganadores % Part. Edo. km2 Estrategia Tipo de Hidrocarburos

Bloque 2 Pemex (México) y DEA Deutsche (Alemania)

57.92 549 Agresiva Ac. Ligero y Gas Seco

Bloque 6 PC Carigali (Malasia) y Ecopetrol Global (Colombia)

65.19 559 Agresiva Aceite Ligero

Bloque 7 ENI (Italia), Capricorn (Reino Unido) y Citla Energy (México)

75 591 Agresivo Aceite Ligero

Bloque 8 Pemex (México) y Ecopetrol (Colombia)

20.1 586 Convervadora Aceite Ligero

Bloque 9 Capricorn (Reino Unido) y Citla Energy (México)

75 562 Agresiva Aceite Ligero

Bloque 10 ENI (Italia) 75 533 Agresiva Aceite Ligero

Bloque 11 Repsol (España) y Sierra Perote (México)

62.28 533 Agresiva Aceite Ligero

Bloque 12 Lukoil (Rusia) 75 521 Agresiva Aceite Pesado

Bloque 14 ENI (Italia) y Citla Energy (México)

37.27 466 Conservadora Aceite Pesado

Bloque 15 Total (Francia) y Shell (Países Bajos)

30.11 972 Conservadora Gas Húmedo

9

La participación de ENI y sus aliados se diferenció por obtener los bloques de manera más agresiva a partir de una mayor participación del Estado en sus operaciones, el escenario más conservador fue por parte de Pemex y Ecopetrol en el bloque 8, donde ellos fueron los únicos en presentar propuesta. Una especulación es el alza esperada de los precios del petróleo hacia el año 2025 así como la calidad de los hidrocarburos, recordando que el aceite ligero es el de mayores valores de grados API, colocándose en un mejor precio en el mercado.

La participación de las empresas y consorcios fue marcada por bloques, identificando estrategias focalizadas en algunos bloques en específico. El bloque con mayor interés, como se mencionó anteriormente fue el número 9, ubicado en la cuenca del sureste Salina del Istmo con play del Cenozoico en areniscas y reservas prospectivas medias de 252.5 (MMbpce). Es posible pensar que la estrategia “agresiva” de las compañías atiende a la alta presencia de aceite con características de producción favorables en cuanto a viscosidad, densidad y profundidad real a perforar.

9

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Como se observa en la tabla anterior, el único bloque con considerable presencia de gas natural es el número 15, ubicado en la cuenca de sureste de Macuspana, en donde Total y Shell se postularon de manera individual, ganando el bloque sin oposición alguna. Este bloque cuenta con la mayor área y plays identificados del Cenozoico en areniscas, con características de producción favorables como el alto factor de recuperación. Asimismo, el bloque presenta registros de gas, profundidades reales a perforar y ausencia de horizontes salinos Callovianos característicos, como se encuentran en la cuenca Salina del Istmo, al Oeste de Macuspana.

Se espera que la ronda 2.1 fomente la perforación de nueve pozos exploratorios por parte de los ganadores, y habrá que vigilar de cerca los permisos de pozos a perforar de manera extra, para corroborar información proporcionada por la CNH, obtener mayor información de zonas de particular interés por cada bloque, y afinar la información del subsuelo.

Posterior a la realización de los pozos exploratorios, deberá observarse el interés de las compañías participantes en la perforación de pozos delimitadores de campos, o analizar su modus operandi en este mercado, ya que financieramente hablando, la perforación de pozos extras puede parecer un gasto millonario.

Hasta el momento las empresas no han compartido información relacionada con sus intenciones en ofrecer más trabajos que los ya establecidos por estos contratos de producción compartida, y sus factores de inversión adicional; cualquier trabajo extra a realizar será de beneficio para todos, ya que la información geológica de estas zonas será de gran interés para la evaluación económica de esta región, así como de gran aporte académico, a través de publicaciones de artículos técnicos o complementación de información digital de la propia CNH.

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Comentarios de la Ronda 2.2

4. ¿Qué sucedió en la Ronda 2.2?El 12 de julio de 2017, se presentaron ante la CNH las propuestas para la subasta de 10 bloques contractuales terrestres, puntualizando que se eliminaron previo a la apertura de propuestas, 2 bloques ubicados en el Estado de Chiapas.


• 4 en territorio compartido de Nuevo León y Tamaulipas,

• 5 en Tamaulipas, y

• 1 en Tabasco.

En conjunto, los campos que forman parte de la oferta de portafolio que se licitó, sumaron un aproximado de 4,220.8 km2 de superficie. En conjunto se tiene un volumen remanente de reservas en sitio de 93.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce)6.

Dentro de un contexto geológico regional, los bloques se ubican en dos cuencas sedimentarias distintas: Burgos y Cuencas del Sureste.

Bloque km2 Principales Hidrocarburos Campos Cuenca

1 360.3 Gas húmedo 3

Burgos

2 374.6 Gas húmedo y seco -

3 447.9 Gas húmedo y seco 5



6 479 Gas húmedo 2

7 445 Gas húmedo 6

8 416.1 Gas húmedo -

9 464 Gas húmedo -

10 349 Aceite y gas asociado 4 Sureste

21

43

65

8

7

9

6

5

1110

12

Áreas contractuales de la ronda 2.2

Ronda DosSegunda Convocatoria

Exploración y Extracción en Zona TerrestreCampos Petroleros

Golfo de México

_____________6 http://rondasmexico.gob.mx/wp-content/uploads/2016/08/Presentacion-R2-2-FINAL.pdf consultada el 10 de julio de 2017

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Como precalificadas, se tienen 11 empresas interesadas en esta convocatoria: 6 mexicanas, 1 colombiana, 2 canadienses, 1 norteamericana, y 1 española. 4 de ellas se postularon de manera individual, y 5 combinaciones de consorcios, tal y como se muestra a continuación:

# Individuales País

1 Ecopetrol Global Energy Colombia

2 Gran Tierra México Energy Canadá

3 Iberoamericana de Hidrocarburos México

4 Perseus Exploración Terrestre México

# Consorcios Países

1 Iberoamericana de Hidrocarburos, Newpek Exploración y Extracción y Verdad Exploration Mexico

México, México y EUA

2 Iberoamericana de Hidrocarburos y Servicios PJP4

México, México

3 Newpek Exploración y Extracción, y Verdad Exploration Mexico

México y EUA

4 Sun God Energía de México, y Jaguar Exploración y Producción de Hidrocar-buros

Canadá y México

5 Tecpetrol Internacional, y Grupo R Exploración y Producción

España y México

• Ecopetrol Global Energy es la única empresa que igualmente precalificó en la convocatoria anterior, la Ronda 2.1.

• De esta lista de precalificados, únicamente 6 presentaron propuestas finales: Iberoamericana y Perseus, de manera individual, y en consorcio Iberoamiericana-Newpek-Verdad, Iberoamericana-PJP4, Newpek-Verdad, y Sun God-Jaguar.

A continuación se presentan los bloques licitados en esta segunda convocatoria.

Bloques Ronda 2.2 % Regalía Adicional

km2 Principales Hidrocarburos

Bloque 1

Iberoamericana de Hidrocarburos (México) y Servicios PJP4 (México)

3.91 360.3 Gas húmedo

Bloque 4

Sun God Energía de México (Canadá), y Jaguar Exploración y Producción de Hidrocarburos (México)

25 440.3 Gas húmedo

Bloque 5


16.96 444.6 Gas húmedo

Bloque 7


25 445 Gas húmedo

Bloque 8


25 416.1 Gas húmedo

Bloque 9


25 464 Gas húmedo

Bloque 10


45 349 Aceite y gas asociado

13

La participación conjunta de la canadiense Sun God y la mexicana Jaguar E&P, fue destacada a lo largo de esta convocatoria, obteniendo 88% del área asignada en esta Ronda 2.2, mostrando un gran interés y confianza en los recursos gasíferos naturales.

Los bloques 2, 3, y 6 se declararon desiertos al no haber propuestas por parte de las empresas participantes. La CNH licitó 69.16% del área disponible para esta convocatoria, e incluso se presentó un “pago por desempate” en efectivo para el bloque 7. Este último bloque fue el que obtuvo mayor número de propuestas, Sun God-Jaguar presentaron el mismo valor ponderado de propuesta económica que Newpek-Verdad; Sun God-Jaguar ofertaron USD 4.13 millones, contra USD 2.92 millones de la competencia.

Todos los bloques, a excepción del 8 y 9, tienen infraestructura de ductos cercana a ellos. A pesar de que estos bloques pueden ser considerados de bajo riesgo geológico, los factores de recuperación pueden ser muy bajos debido a la presencia de facies sedimentarias que hayan desarrollado yacimientos no convencionales en regiones locales de la cuenca de Burgos. Esta cuenca ofrece al mercado un gran potencial de recursos gasíferos naturales.

13

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Comentarios de la Ronda 2.3

5. ¿Qué sucedió en la Ronda 2.3?Al igual que la Ronda 2.2, el 12 de julio de 2017 se presentaron ante la CNH las propuestas para la subasta de 14 bloques contractuales terrestres.


• 1 en Nuevo León,

• 3 en Tamaulipas,

• 8 en Veracruz, y

• 2 en Tabasco.

En conjunto, los campos que forman parte de la oferta de portafolio a licitar, sumaron un aproximado de 2,594.9 km2 de superficie. En conjunto se tiene un volumen remanente de reservas en sitio de 327.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce)7.

Dentro de un contexto geológico regional, los bloques se ubican en cuatro cuencas sedimentarias distintas: Burgos, Tampico-Misantla, Veracruz y Cuencas del Sureste.

Bloque km2 Principales Hidrocarburos

Campos Cuenca

BG-01 99.3 Gas 4

BurgosBG-02 163 Aceite y Gas 3

BG-03 200 Gas 4

BG-04 199 Gas 2

TM-01 72.4 Aceite y Gas 3 Tampico - Misantla

VC-01 193 Aceite y Gas 3

Veracruz VC-02 251 Aceite y Gas 1

VC-03 232 Aceite y Gas 3

CS-01 95.2 Aceite y Gas 2

Cuenca del Sureste

CS-02 248 Aceite y Gas -





BG-02

BG-03

BG-04

BG-01

TM-01

VC-01

VC-02

VC-03

CS-01

CS-06

CS-04

CS-05

CS-02

CS-03

Áreas contractuales de la ronda 2.3• 14 áreas contractuales para exploración y extracción

• 2,595 km² de superficie total

• 251 Mmbpcede recursos prospectivos

• 328 Mmbpcede volumen original remanente

Ronda DosTercera Convocatoria

Terrestre

_____________7 http://rondasmexico.gob.mx/wp-content/uploads/2016/11/CP-SENER.pdf consultada el 10 de julio de 2017

15

Esta ronda presenta mayor interés que la anterior (la 2.2) con un total de 28 empresas precalificadas en esta convocatoria: 21 mexicanas, 1 colombiana, 1 canadiense, 3 norteamericanas, 1 china, y 1 uruguaya; 11 de ellas se postularan de manera individual, y 8 combinaciones de consorcios, según se muestra:

# Individuales País

1 Carso Oil and Gas México

2 DEP PYG México

3 Ecopetrol Global Energy Colombia

4 Gran Tierra México Energy Canadá

5 Grupo R Exploración y Producción México

6 Iberoamericana de Hidrocarburos México

7 Jaguar Exploración y Producción de Hidrocarburos

México

8 P&S Oil and Gas EUA

9 Perseus Exploración Terrestre México

10 PetroBal México

11 Tonalli Energía México

# Consorcios Países

1 Iberoamericana de Hidrocarburos y Servicios PJP4

México y México

2 Newpek Exploración y Extracción, e Iberoamericana de Hidrocarburos

México y México

3 Newpek Exploración y Extracción, y Verdad Exploration Mexico

México y EUA

4 NG Oil And Gas, AINDA Consultores y Petróleos Madere

México, México y México

5 Petrosynergy, y Química Apollo Uruguay y México

6 Promotora y Operadora de Infraestructura, y Consorcio Petrolero 5M del Golfo

México y México

7 Roma Exploration and Production, Tubular Technology, Suministros Marinos e Industriales de México y Golfo Suplemento Latino

EUA, México, México y México

8 Shandong Kerui Oilfield Service Group, Sicoval MX, y Nuevas Soluciones Energéticas

China, México y México

• Los siguientes precalificados participaron en la licitación anterior, la Ronda 2.2: Ecopetrol, Gran Tierra, Iberoamericana, Perseus, Iberoamericana-PJP4 y Newpek-Verdad.

A continuación se presentan los bloques licitados en esta segunda convocatoria.

Bloque Ronda 2.3 % Regalía Adicional

km2

BG-01 Iberoamericana de Hidrocarburos (México) y Servicios PJP4 (México)

25 99.3

BG-02 Newpek Exploración y Extracción (México), y Verdad Exploration Mexico (Estados Unidos)

25 163

BG-03 Newpek Exploración y Extracción (México), y Verdad Exploration Mexico (Estados Unidos)

23.56 200

BG-04 Iberoamericana de Hidrocarburos (México) y Servicios PJP4 (México)

3.91 199

TM-01 Jaguar E&P (México) 40 72.4

VC-01 Shandong Kerui Oilfield Service Group (China), Sicoval (México), y Nuevas Soluciones Energéticas (México)

40 193

VC-02 Jaguar E&P (México) 40 251

VC-03 Jaguar E&P (México) 40 232

CS-01 Jaguar E&P (México) 45 95.2

CS-02 Shandong Kerui Oilfield Service Group (China), Sicoval (México), y Nuevas Soluciones Energéticas (México)

40 248

CS-03 Shandong Kerui Oilfield Service Group (China), Sicoval (México), y Nuevas Soluciones Energéticas (México)

45 215

CS-04 Carso O&G 45 245

CS-05 Carso O&G 40 234

CS-06 Jaguar E&P (México) 40 148

Destaca la intensa participación e interés por parte de 4 empresas a lo largo de toda la licitación: Jaguar E&P, Shandong Kerui, Sicoval MX, y Nuevas Soluciones.

Hasta el momento, la Ronda 2.3 ha sido la que más “pagos por desempate” ha presentado en esta segunda ronda, siete “pagos por desempate” que suman un total aproximado de USD 84 millones en efectivo para el Gobierno Federal. De esta cantidad, Jaguar E&P ofreció el 66% para asegurar su asignación en dos bloques.

Los únicos bloques que presentan una desventaja en cuanto a infraestructura petrolera son: CS-02, CS-03, CS-04, y CS-05 en el sur del Estado de Veracruz. Al igual que la ronda 2.2, la única cuenca sedimentaria que presenta bloques cercanos a facies de yacimientos petrolíferos no convencionales, corresponde a la cuenca de Burgos, donde la probabilidad de encontrar horizontes productores con características de este estilo es mayor que en los otros bloques a licitar.

Estas últimas dos rondas, tanto para contratos individuales como consorcios, contemplan los mismos valores de contenido nacional:

• 26% en periodo de exploración,

• 26% en periodo de evaluación,

• 27% en el primer año de desarrollo, y

• 35% mínimo para el 2025.

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Comparación de Resultados desde la R1.1 a la R2.3

6. Panorama de las Rondas de Licitación en México.Hasta el momento el Gobierno Federal ha realizado siete licitaciones en dos rondas independientes8. La primera ronda tuvo cuatro licitaciones y la segunda ronda lleva tres. En conjunto, se han adjudicado un total de 69 contratos, con un éxito del78% de bloques asignados por la CNH hasta el momento, y esperando una inversión cercana a USD 60,000millones. De las 7 convocatorias realizadas hasta ahora, la 1.4 es la que prevé una mayor inversión a lo largo de su desarrollo, representando un aproximado de 68% de la inversión estimada en los siguientes años9.

Ronda Bloques asignados

Bloques disponibles

Porcentaje de asignación

Participación media del estado %

Área total asignada (km2)

Área promedio por bloque asignado (km2)

Inversión estimada (USD millones)

1.1 2 10 20% 62.49 659.251 329.63 1,0231.2 3 5 60% 75.92 164.767 54.922 3,0001.3 25 25 100% 47.06 857.798 34.312 1,1221.4 8 10 80% 14.19 18818.31 2352.29 41,0002.1 10 15 66.67% 57.29 5872 587.2 8,1922.2 7 10 70.00% 23.7 2919.3 422.08 5,0002.3 14 14 100.00% 34.81 2594.9 185.35 1,000

Inversión estimada acumulada

Participación de utilidades de operación que recibirá el Estado por ronda

Área total adjudicada en licitaciones

USD

Mill

ones

70,000.00

60,000.00

50,000.00

40,000.00

30,000.00

20,000.00

10,000.00

- 1.1

1.1 1.2 1.3 1.4

1%3%2%

2.1 2.2 2.31.1 1.2 1.3 1.4 2.1 2.2 2.3

1.2 1.3 1.4 2.1 2.2 2.3

0

10

20

30

40

50

60

70

80

59%18%

9%8%

Los bloques de mayor interés geográfico en el caso de la Ronda 2.1 fueron de la región Sureste del país, donde la infraestructura energética es mucho mayor, en comparación con cualquier otra región licitada. La presencia de ductos e instalaciones de distribución y petroquímica parece ser un factor de consideración para los participantes. Otra constante que vimos en esta ronda fue la agresividad de los participantes; sin embargo, este no ha sido el escenario más agresivo. La ronda 1.2 presentó un promedio de 75.92% de participación del Estado, siendo un nivel muy superior al 57.29% promedio presentado en esta última licitación. _____________8 http://rondasmexico.gob.mx/ consultada el 20 de junio de 2017.9 https://www.gob.mx/cnh/archivo/prensa consultada el 20 de junio de 2017.90% de los bloques disponibles en la Ronda 2.2 se encuentran en el norte del país, con una constante presencia de gas en cada uno de ellos. A pesar de que la infraestructura petrolera es menor que en la región sureste del país, las cuatro empresas asignadas en dichos bloques apuestan por el potencial gasífero de la zona.

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La Ronda 2.3 presentó gran diversidad en cuanto a ubicación y tipo de hidrocarburos, y se logró asignar un 100% del área disponible.

Hasta el momento, la disponibilidad de campos no convencionales ha sido mínima, licitando una pequeña cantidad de bloques relacionados a provincias geológicas con potencial no convencional en la ronda 1.3; las otras cuatro rondas, y gran parte de la 1.3 están situadas en provincias geológicas con campos convencionales y naturalmente fracturados. Los bloques ubicados en la cuenca de Burgos fueron presentados como yacimientos convencionales, sin embargo, desde un punto de vista geológico, la presencia de facies sedimentarias no convencionales tiene una mayor posibilidad de presentarse en esta cuenca que en otras zonas. Los licitantes deben tener en cuenta esta constante variante en el cálculo de factor de recuperación.

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Observaciones finales7. Comentarios útiles. Los resultados de la ronda 2 representan signos de confianza así como de viabilidad financiera y técnica enfocados en los recursos del subsuelo mexicano, a pesar de signos intermitentes de depresión global del mercado petrolero. El mercado espera alzas en los precios de venta; si esto sucede, las empresas ganadoras deberán estar preparadas para aceptar cambios en los porcentajes de ganancias y aumentos en pagos de servicios a terceros. De manera natural se esperaría que conforme avance el desarrollo de estos contratos, la cantidad de recursos hallados aumente y su probabilidad de éxito geológico y factor de recuperación no disminuya, incluso que logren aumentarse para tener un impacto positivo en las reservas probadas del país.

El Gobierno Federal establece variables de adjudicación que delimitan el valor ponderado de las propuestas económicas. El mayor valor ponderado (VPO) será el responsable de la adjudicación de contratos10.

VPO = Participación del Estado + 5.72 + 2.26

* factor de inversión adicional

Participación del Estado100( (

Donde el término entre paréntesis dependiente de la participación del Estado se le conoce como “ponderador” y el factor de inversión adicional puede tomar tres valores:

• 0. Cuando el licitante no ofrece un compromiso de inversión adicional durante el periodo de exploración,

• 1. Cuando el licitante ofrece un compromiso de inversión adicional equivalente a un pozo durante el periodo de exploración, y

• 1,5. Cuando el licitante ofrece un compromiso de inversión adicional equivalente a dos pozos durante el periodo de exploración.

La ecuación anterior corresponde al mecanismo de adjudicación para la ronda 2.1, sin embargo este mecanismo es diferente para rondas anteriores. El cambio se presentó desde la ronda 1.4. Anteriormente se utilizaba la fórmula que se muestra a continuación11.

VPO = 0.90* factor de regalía adicional + 0.10* factor de inversión adicional

Como se puede observar, la ecuación de la ronda 1.3 no incluye la variable “ponderador” y considera regalía adicional, en lugar de participación del Estado; al igual que la 1.3, la 1.4 son las rondas que consideran regalía adicional en lugar de participación del Estado.

_____________10 http://rondasmexico.gob.mx/wp-content/uploads/2016/07/Bases-Aguas-Someras-R02 L01_n.pdf consultada el 20 de junio de 2017. 11 http://rondasmexico.gob.mx/wp-content/uploads/SENER_SHCP_CNH_3a-convocatoria_120515.pdf consultado el 20 de junio de 2017.

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Las variables para la ronda 2.2 y 2.3 de igual forma previeron regalía adicional, en lugar de participación del Estado.

• En comparación con la ronda 1.412, la ronda 2.12 presentó un aumento en las cuotas a cobrar por km2. Pasando de $1,150 a $1,175 pesos mexicanos por km2 por explorar en los primeros 60 meses, y para los siguientes meses aumentó de $2,750 a $2,810 pesos mexicanos. Al mismo tiempo la actividad de exploración tiene un impuesto que aumentó de $1,500 a $1,533 por km2; el escenario de extracción presentó un aumento en su impuesto de $6,000 a $6,133 pesos mexicanos por km2.

• El mercado se ve focalizado en las cuencas del sureste del país, y aguas profundas del Golfo de México. En aguas profundas al Norte del Golfo, empresas como BP y Chevron muestran interés en el área del Cinturón Plegado de Perdido, ya que estas petroleras cuentan con instalaciones marinas de gran magnitud cercanas a la frontera México-EUA, lo que les da ventaja sobre otros competidores. Para el caso de las cuencas del sureste y la porción Sur del Golfo, donde se tiene el mayor interés mostrado, se busca aprovechar al máximo las instalaciones previamente desarrolladas por el gobierno mexicano. Bloques relacionados a las cuencas de Tampico-Misantla y Veracruz han ido quedando rezagados en la competencia por explorar y extraer hidrocarburos, resultado de la constante presencia de gas natural en dichos bloques y la ausencia de infraestructura disponible de manera inmediata para la comercialización, factores que facilitan las operaciones de las empresas participantes.

• Los resultados de esta ronda 2 nos muestran que las empresas no se están guiando únicamente por el tamaño del bloque o por las reservas en sitio. Es evidente que las empresas están realizando una detallada

evaluación técnica y financiera que respalda la decisión de ir tras un determinado campo, combinada con la estrategia de mercado de cada una de ellas. Muestra de lo anterior fue el bloque 9 (de la R2.1), bloque 7 (de la R2.2), bloques 5,9 (de la R2.3), que fueron los contratos más competidos.

• Desde un punto de vista técnico-económico, es importante considerar ciertas variables fundamentales para la evaluación de un bloque a competir, como:

• Modelo financiero del contrato simulado con las características prospectivas del campo

• Evaluación económica de desarrollo, transporte y comercialización

• Evaluación estadística y probabilística de reservas en sitio

• Evaluación del factor de recuperación disponible

• Profundidades reales a perforar y

• Evaluación geológica regional, a nivel cuenca, y local a nivel bloque

• Integración de información geológica y geofísica disponible del área

• Evaluación primaria de aspectos sedimentológicos, estratigráficos y estructurales

• Evaluación primaria geomecánica de yacimiento a partir de atributos geofísicos e indicadores geológicos

• Correcta interpretación geológica a partir de reflectores sísmicos

• Identificación de regiones con presencia de cuerpos salinos

• Máximo aprovechamiento de información sísmica, con el desarrollo de sismogramas sintéticos, o análisis AVO (Amplitud vs Offset), entre otros, para obtener información específica de intervalos almacenadores y tipo de fluido

• Cálculo de probabilidad de éxito geológico

• Identificación de objetivos potenciales, plays y sistemas petroleros, y

• Caracterización de tipo de yacimiento, convencional, no convencional o naturalmente fracturado.

• Por parte de las empresas se ve la participación de personal técnico experimentado relacionado al área de geociencias e ingeniería; la participación de nuevo personal dentro del área se ha visto limitado, comparado con lo previsto por la nueva apertura del mercado energético privado del país.

• El caso de los recursos no convencionales es de suma importancia a nivel nacional por el impacto económico y ambiental que el desarrollo de estos puede involucrar. La Secretaría de Energía estima 42,965 km2 de bloques con campos de características geológicas no convencionales y reservas prospectivas de alrededor 21,323 (MMbpce)13 distribuidos en la cuenca Sabinas-Burgos y Tampico-Misantla. Las siguientes licitaciones de la ronda 2 serán un importante parteaguas en la evaluación y forma de licitación de estas zonas debido a la complejidad geológica e ingenieril de sus yacimientos y la falta de infraestructura disponible; estos últimos pueden ser factores de suma importancia para filtrar importantes inversiones por parte de empresas interesadas en dichas zonas. Por ello, los resultados de las próximas licitaciones generarán las señales económicas para que el Gobierno Federal afine las condiciones y el tipo de bloques de recursos no convencionales que se anunciarán en licitaciones ulteriores, ya que las siguientes rondas prevén incluir bloques no convencionales localizados en Chicontepec, Burgos y Sabinas.

_____________12 http://base.energia.gob.mx/dgaic/DA/P SubsecretariaHidrocarburos/RondaUno Presentaciones/SENER_02ModificacionesBases ModeloContratoLicitacionTerminosFiscales.pdf consultado el 20 de junio de 2017.

13 http://www.gob.mx/cms/uploads/attachment file/196171/Presentaci_n_Plan_Quinquenal_Nueva Estrategia_SENER_02MAR2017.pdf consultado el 20 de junio de 2017.

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• Durante los dos años que han transcurrido en la organización de las licitaciones petroleras, se ha observado un contraste de intereses de acuerdo al tamaño de cada proyecto, tal y como se pudo vislumbrar en la Ronda 1.3, donde pequeñas empresas entraron a participar en los campos que se licitaron. Siguiendo este razonamiento de participación, podría ser conveniente para la CNH considerar un esquema de adjudicación distinto para los bloques más pequeños, que considere: nivel de inversión, riesgos asociados, grado de dificultad técnica y periodos de realización para cada tipo de proyecto. Esto podría fomentar una participación más activa y remunerada en beneficio de la Nación, propiciando un proceso más flexible dirigido a este tipo de participantes que son más pequeños.

• Los resultados de la Ronda 2.2 y 2.3 confirman que la inversión en campos terrestres es muy atractiva. Se esperan producciones de 3.78 mmpcd de gas y 79 mbpd de aceite para el 2025.

• Para el caso de las inversiones estimadas publicadas por la Secretaría de Energía en comunicados de prensa, será de suma importancia darle seguimiento a las inversiones realizadas hasta el momento por los operadores y terceros en los bloques licitados. Hasta el momento la CNH presenta cifras actualizadas de inversiones realizadas en las licitaciones 1.1 y 1.26.

• Es indispensable que las condiciones y la información que provea el gobierno propicien el desarrollo a nivel nacional a partir de las inversiones privadas que llegan al país.

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Juan Manuel FerrónSocio Oil & Gas [email protected]

Fabián MateosSocio Oil & Gas – [email protected]

Irene HernándezSocia Oil & Gas – Tax & [email protected]

Eduardo Reyes Bravo Socio Energia Mexico [email protected]

Javier Estrada Director de O&G, PwC Mé[email protected]

Jorge Pedroza Gerente Sénior Energía, PwC Mé[email protected]

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