1. Ronda 1: Retos y Realidades
Luis Burgueño
10 septiembre de 2015

2. Ronda 0
• Asignación a PEMEX de las áreas en exploración y
campos en producción que está en capacidad de
operar
• Pemex puede acceder a nuevas áreas participando en
las rondas de licitación subsecuentes
• Se asignaron a Pemex:
– 90 mil km2
– 5º lugar en reservas probadas entre empresas que reportan
– Áreas en exploración y campos en producción más atractivos
y rentables
• 20,589 Mmbpce en reservas 2P
• 23,447 Mmbpce en reservas 3P

3. Áreas Asignadas a PEMEX

4. Asociaciones de Pemex
• Pemex puede celebrar alianzas o asociaciones con
otras empresas para operar las asignaciones que
elija migrar a contratos
• Pemex ha elegido formar 10 asociaciones en
campos o asociaciones de campos de alta
complejidad técnica y/o alta intensidad de capital
• La CNH deberá realizar la licitación
• Reservas 2P (1,556.5 Mmbpce) y 3P (2,664
Mmbpce)
• CNH/Pemex estiman inversiones promedio anual
por USD$4,100 millones

5. Ronda 1
• Múltiples fases o licitaciones, en forma escalonada
• Superficie total: 28,500 km2
• Subdividido en 169 bloques:
– 60 bloques de reservas probadas y probables (2P)
– 109 bloques para exploración
• Cada fase sucesiva representa un mayor grado de dificultad
para extracción
– Aguas someras
– Campos con crudos pesados
– Depósitos no convencionales (costa afuera y Chicontepec)
– Yacimientos costeros
– Aguas profundas
• Contratos de producción compartida o licencia
• Más asociaciones con Pemex

6. Ronda 1 – Aspectos Básicos
weeklypickem.fantasy.nfl.com/group/111976

7. Primera Fase: 14 campos de
exploración en aguas someras

8. R1 Primera Fase: Objetivos
• Demostrar capacidad para implementar reforma
energética
• Atraer inversiones significativas

9. ¿Éxito o Fracaso?
• 2 campos asignados de 14 licitados (14%)
• 8 bloques sin ofertas
• 4 bloques con ofertas que no cumplieron el
mínimo establecido por SHCP
• Nueve empresas ofertaron, de 25 licitantes
precalificados (18 individualmente y 16 agrupadas
en 7 consorcios)
• Se logran atraer 2,600 MUSD (10% de lo esperado)
• Pemex no participa

10. Consorcio Ganador
• Único ganador de la primera fase: Consorcio
formado por Sierra Oil & Gas, Talos Energy y
Premier Oil plc
• Respaldado por Riverstone y EnCap, fondos de PE
– Bloques 2 y 7 fueron adjudicados (60 millones de
barriles en recursos prospectivos)
– Oferta por Bloque 2: 55.99% de participación en
utilidad operativa más 10% de inversión en programa
mínimo de trabajo
– Oferta por Bloque 7: 68.99% de participación más
10% inversión adicional

11. Explicaciones a posteriori
• Precio bajo del petróleo
• Bajo atractivo de bloques licitados
• Pretensiones económicas altas del gobierno,
considerando situación del mercado
– Mínimos de participación para el estado en la utilidad
operativa, después de reembolso de hasta el 60% de
costos de producción al contratista
• 25% en 5 bloques
• 40% en 9 bloques
– Mínimos se mantuvieron en sobre cerrado

12. Realidades y lecciones
• Es necesario dar mayor flexibilidad a la participación
• No todos los bloques interesan igual
• El mínimo fijado por SHCP debe ser repensado y publicado
• La información debe ser divulgada de forma más oportuna
• Analizar cláusulas de rescisión y responsabilidad en
contratos
• No todos los interesados, incluso si compran acceso a base
de datos, presentan posturas
• La mala imagen de México (corrupción) genera
consecuencias negativas
• La inseguridad implica mayores costos y por tanto menor
rentabilidad y atractivo a inversiones en México

13. Modelo de Contrato – Fase 1
• La versión final del modelo de contrato de producción
compartida fue publicado en junio de 2015, semanas antes
de la presentación de las propuestas
• Documento extenso, técnico y complejo
• Acorde con prácticas internacionales en muchos sentidos
• Originalmente diseñado “para proteger el interés del
Estado”, pero modificado como resultado de preguntas y
comentarios
• Estructura básica: El gobierno recibe la producción, destina
una parte de ella a cubrir el costo de exploración y
producción y una ganancia para el contratista designada
mediante licitación
• Contratista:
– Asume el riesgo de exploración
– Recibe pagos sólo a partir de la producción

14. Modelo de Contrato – Fase 1
• Prevé el otorgamiento de garantías de
cumplimiento:
– Carta de crédito para garantizar compromisos del
contratista durante el Periodo Inicial de Exploración (y
en su caso Periodo Adicional)
• Debe cubir Programa Mínimo de Trabajo e Incremento en el
Programa Mínimo
• La CNH puede recurrir a la CC para cobrarse penas
convencionales
• El monto puede reducirse en proporcional cumplimiento sólo
después de 2 años del inicio del Periodo Inicial de Exploración
– Garante con capital contable mínimo consolidado de
USD$6,000 Millones en todo momento

15. Modelo de Contrato – Fase 1
• Contenido Nacional
– 13% mínimo de contenido nacional de ciertos conceptos adquiridos o contratados
para las Actividades Petroleras durante la Exploración
– Hay que incluir en el Plan de Exploración un programa de cumplimiento de este
porcentaje, así como un “programa de transferencia de tecnología”
• Una vez aprobado el Plan, es obligatorio
– Porcentajes similares en etapas de desarrollo (25-35%)
– El Contratista debe entregar reportes detallados para verificación
– CNH puede imponer penas convencionales por incumplimiento (% del déficit)
• Preferencia de Bienes y Servicios de Origen Nacional
– Incluye capacitación y contratación, a nivel técnico y directivo, de Personas de
nacionalidad mexicana
• Obligación de incorporar programas de capacitación y transferencia de
tecnología en el Plan de Exploración y Plan de Desarrollo aprobados
• Contratación de seguros
– No precisan montos de cobertura ni prevén excepciones y otras prácticas
– Cláusula de Renuncia a la Subrogación

16. Fase 2: 5 Campos en Aguas Someras para
Contratos de Producción Compartida para
Extracción de Hidrocarburos

17. Fase 2: En proceso
• 9 campos en 5 contratos de extracción en aguas
someras
• Fecha de presentación de propuestas: 30/sep
• 36 mostraron interés, pero aparentemente sólo 9
empresas y 5 consorcios (integrando 11
empresas) participarán

18. 25/8: Modificaciones a las Bases de
Licitación
• Se flexibiliza la garantía corporativa
• Se reduce el monto de la garantía de seriedad de
la propuesta, para incrementar participación de
licitantes
• SHCP publicará los valores mínimos para las
variables de adjudicación el 14/9
• Se flexibiliza posibilidad de integrarse a consorcios

19. 25/8 Modificaciones al Contrato
• El capital contable mínimo del garante se expresa
como un múltiplo (18X) del Programa Mínimo de
Trabajo
– Si son varios contratos adjudicados: el mayor
• Se aclaran los conceptos de “Accidente Grave” “Sin
Causa Justificada” y “Culpa” para efectos de Rescisión
Administrativa
• Se aclaran plazos en cláusulas de arbitraje y cláusulas
de jurisdicción, incluyendo posibilidad de acudir al
arbitraje para reclamar daños y perjuicios si la
rescisión administrativa es infundada
• Se reconocen derechos establecidos en tratados
internacionales

20. 25/8 Modificaciones al Contrato
• Se regula la etapa de investigación previa a la
rescisión administrativa y se incluye la posibilidad
de nombrar un experto independiente por mutuo
acuerdo
• Se prevé que el contratista pueda someter
controversia sobre finiquito a arbitraje
• Se especifican los montos de cobertura de
seguros por concepto de responsabilidad civil y
control de pozos
• Se extiende al plazo para presentar Plan de
Evaluación, estudio de línea base ambiental, etc.

21. Tercera Fase: Campos Terrestres en
Licencia para Extracción de Hidrocarburos

22. Fase 3: Pozos maduros terrestres
• 25 contratos de licencia para extracción en campos
terrestres (pozos con reservas y en producción)
– 8 en NL y norte de TPAS (productores de gas no asociado)
– 5 al sur de TPAS y norte de VER (aceite y gas asociado)
– 12 en sur de Ver y norte de CHIS (9 petróleo y 3 gas)
• Modelo de licencia: Gobierno recibe contraprestación sobre
ingresos brutos
• En proceso de pre-calificación (del 14/9 al 2/10)
• Bases de licitación definitivas (incluyendo contrato) a
publicarse próximamente (10/11)
• Se han flexibilizado requisitos técnicos y financieros
• 82 empresas manifestaron interés, dominan mexicanas
• Alrededor de 40 entrarán a etapa de precalificación

23. Fase 3: Requisitos más Flexibles
• Capacidad técnica:
– Personal gerencial clave con cuando menos 10 años de
experiencia gerencial y operacional en proyectos de
exploración y extracción
– Experiencia acreditable de 5 años relativa a implementación
y operación de sistemas de gestión de seguridad industrial,
operativa y de protección ambiental
• Capacidad financiera:
– Capital contable de $5 MUSD por cada una de las 21 de 24
áreas por las que se vaya a presentar propuesta ($3MUSD en
el caso del operador en consorcio o AenP)
– $200 MUSD para 4 áreas ($120MUSD en consorcio o AenP)

24. Fase 3: Requisitos más flexibles
• Para Consorcios o AenP:
– Operador debe tener al menos 1/3 de la participación
económica
– Una empresa sólo puede participar en un consorcio a la
vez
– Empresas de gran escala (1.6 Mmbpce) no pueden
asociarse entre ellas para formar consorcios

25. ¿Y después de las licitaciones?
• Aún hay mucha incertidumbre sobre aspectos
claves de la operación
– Administración e interpretación del contrato
– Licencias municipales y locales
– Impacto social
– Impacto ambiental
– Derechos sobre la tierra y contraprestación

26. Ronda 1: Retos y Realidades
Gracias
Luis Burgueño
lburgueno@vwys.com.mx