comisionado ponente: dr. edgar rangel marzo, 2015 · (25 de febrero) para la información...
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Comisionado Ponente: Dr. Edgar Rangel
Marzo, 2015
• Proceso general y comunicaciones.
• Criterios de aprobación.
• Análisis de información.
• Valor económico de las reservas.
• Descubrimientos.
• Tasa de restitución y relación reserva-producción.
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• Proceso general y comunicaciones.
• Criterios de aprobación.
• Análisis de información.
• Valor económico de las reservas.
• Descubrimientos.
• Tasa de restitución y relación reserva-producción
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• Estima las reservas y contrata a los certificadores.
PEMEX
• Visto Bueno a los reportes de certificación de los terceros.
• Aprobación de los reportes de Pemex.
CNH• Registra los valores
de reservas.
• Publica los valores de reservas.
SENER
*De acuerdo al artículo Tercero Transitorio de la Ley de Hidrocarburos.
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Actividad a Desarrollar2014 2015
Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar May Jun
Inicio del Proceso
Cronograma y plan de Trabajo Pemex/CNH/Terceros
Entrega de los reportes de Pemex y los Terceros 1P
Entrega de Proyecto de Dictamen 1P
Resolución 1P y entrega a SENER
Entrega de los reportes de Pemex y los Terceros 2P y 3P
Entrega del proyecto de Dictamen, Resolución 2P y 3P y
entrega a SENER
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Oficio D00.-SE.-887/2014. Con Fecha de: 10 de Diciembre de 2014
La fecha prevista para la entrega a la Comisión de los valores finales de lasReservas de Hidrocarburos, tanto de PEMEX como de los TercerosIndependientes, será:
Reservas Probadas 1P:
Entrega de los reportes finales: Del 16 al 20 de febrero de 2015
Reservas 2P y 3P:
Entrega de los reportes finales: Del 11 al 15 de mayo de 2015
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Tipo de Entrega Programa Estatus
Reportes Finales (1P) PEMEX y
Terceros Independientes
16 al 20 de Febrero de 2015
• 20 de febrero. Entrega de información de reservas 1P y solicitud de prórroga(25 de febrero) para la información correspondiente a las Regiones MarinaSuroeste y Norte (Terceros Independientes) SPE-050-2015.
• 23 de febrero. Respuesta a solicitud de prórroga para la informacióncorrespondiente a las Regiones Marina Suroeste y Norte; asimismo se solicitainformación faltante. 220.251/2015.
• 25 de febrero. Entrega de información de reservas 1P, referente a las RegionesMarina Suroeste y Norte, con excepción de los campos del Activo deProducción ATG; así mismo se solicita prórroga para entregar dichainformación el 27 de febrero de 2015. SPE-051-2015.
• 26 de febrero. Respuesta a solicitud de prórroga para la informacióncorrespondiente al Activo de Producción ATG. 220.276/2015.
• 2 de marzo. Notificación a PEMEX sobre el incumplimiento en la entrega de lainformación del Activo de Producción ATG. 220.306/2015.
• 6 de marzo. Entrega de información de reservas 1P relativa al Activo deProducción ATG. SPE-053-2015.
Cartas de certificación (firmadas y
apostilladas)
A más tardar el 6 de marzo de 2015.
• 6 de marzo. RMNE, RMSO, RNORTE, RSUR.
Con la información recibida, se realizó la suficiencia documental
• Proceso general y comunicaciones.
• Criterios de aprobación.
• Análisis de información.
• Valor económico de las reservas.
• Descubrimientos.
• Tasa de restitución y relación reserva-producción
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Primer
Criterio
Segundo
Criterio
Tercer
Criterio
0.10Vol
VolVol
1PPemex Reservas
1Por Certificad Reserves1PPemex Reservas
05.0Vol
VolVol
1PNación la de Totales Reservas
1Por Certificad Reservas1PPemex Reservas
• Análisis del Órgano de Gobierno
Criterio inicial: reservas 1P por Activo
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Primer
Criterio
Segundo
Criterio
Tercer
Criterio
0.10Vol
VolVol
1PPemex Reservas
1Por Certificad Reserves1PPemex Reservas
05.0Vol
VolVol
1PNación la de Totales Reservas
1Por Certificad Reservas1PPemex Reservas
Análisis del Órgano de Gobierno
Criterio inicial: reservas 1P por Activo
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DiferenciasReservasde Aceite
Reservas de Gas
Reservas en PCE
1P 1P 1PRegión Marina Noreste < 10 % < 10 % < 10 %Cantarell > 10 % < 10 % > 10 %Ku-Maloob-Zaap < 10 % < 10 % < 10 %
Región Marina Suroeste <10 % > 10 % < 10 %Abkatún-Pol-Chuc < 10 % > 10 % < 10 %Litoral de Tabasco < 10 % > 10 % <10 %
Región Norte > 10% < 10% < 10%Aceite Terciario del Golfo > 10 % < 10 % > 10 %Burgos* > 10 % < 10 % > 10 %Poza Rica Altamira < 10 % > 10 % < 10 %Veracruz > 10 % < 10 % < 10 %
Región Sur < 10 % < 10 % < 10 %Bellota Jujo < 10 % < 10 % < 10 %Cinco Presidentes < 10 % < 10 % < 10 %Macuspana-Muspac < 10 % < 10 % < 10 %Samaria Luna < 10 % < 10 % < 10 %
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Diferencias Absolutas PCE (mmb)
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Diferencias Absolutas Aceite (mmb)>10%
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Diferencias Absolutas Gas (mmmpc)
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Primer
Criterio
Segundo
Criterio
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1PPemex Reservas
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1PNación la de Totales Reservas
1Por Certificad Reservas1PPemex Reservas
Análisis del Órgano de Gobierno
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ActivoDiferencias (%) Participación nacionalReservaAceite
ReservaGas
Reserva PCE
Segundo Criterio ≤ 5% 1P 1P 1PCantarell 2.5 0.3 1.8Ku-Maloob-Zaap 0.2 0.8 0.3Abkatún-Pol-Chuc 0.5 0.8 0.5Litoral de Tabasco 0.5 2.8 1.1Aceite Terciario del Golfo 1.1 0.4 0.8Burgos 0.1 0.9 0.3Poza Rica Altamira 0.0 0.2 0.1Veracruz 0.1 0.1 0.1Bellota Jujo 0.7 0.8 0.8Cinco Presidentes 0.0 0.1 0.0Macuspana-Muspac 0.0 0.1 0.0Samaria Luna 0.0 0.1 0.1
Todas las diferencias fueron menores al 5%
*Los porcentajes sombreados representan a aquellos que en el primer criterio exceden el 10% de diferencias.
• Proceso general y comunicaciones.
• Criterios de aprobación.
• Análisis de información.
• Valor económico de las reservas.
• Descubrimientos.
• Tasa de restitución y relación reserva-producción
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CategoríaCifra Aceite
mmbCifra Gasmmmpc
Cifra PCEmmb
Total 1P 9,711.0 15,290.5 13,017.4
2015
CategoríaCifra Aceite
mmbCifra Gasmmmpc
Cifra PCEmmb
Total 1P 9,812.1 16,548.5 13,438.5
2014
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RegiónCifra de Aceite
mmb
Marina Noreste 5,475.3
Marina Suroeste 1,442.1
Norte 860.6
Sur 1,933.0
Total 9,711.0
RegiónCifra de Gas
mmmpc
Marina Noreste 2,581.6
Marina Suroeste 4,065.3
Norte 3,313.2
Sur 5,330.5
Total 15,290.5
RegiónCifra de PCE
mmb
Marina Noreste 6,011.9
Marina Suroeste 2,227.3
Norte 1,520.2
Sur 3,258.0
Total 13,017.4
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*Suma aritmética del VPN @10% SEC, antes de impuestos
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• Criterios de aprobación.
• Análisis de información.
• Valor económico de las reservas.
• Descubrimientos.
• Tasa de restitución y relación reserva-producción
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Región Activo Campo Pozo Tipo de FluidoReservas probadas
Aceite(mmb)
Gas natural(mmmpc)
PCE(mmpce)
64.0 98.0 85.2Región Norte 0.0 52.9 10.4
Burgos 0.0 52.9 10.4Tangram Tangram-1 (*) Gas seco 0.0 17.4 3.3Céfiro Céfiro-1 (*) Gas seco 0.0 24.5 4.7Santa Anita Santa Anita-501 Gas húmedo 0.0 4.3 0.9Santa Anita Santa Anita-601 Gas húmedo 0.0 6.7 1.4
Región Sur 64.0 45.1 74.8Bellota-Jujo 63.9 44.4 74.6
Santuario Bloque NE Santuario-401 Aceite ligero 63.9 44.4 74.6Macuspana-Muspac 0.1 0.7 0.3
Arroyo Zanapa Arroyo Zanapa-201 Aceite ligero 0.1 0.7 0.3
(*) Shale gas
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Reservas 1P al 1 enero de 2015
Aceite(mmb)
Gas natural
(mmmpc)
PCE(mmb)
Shale Gas 0.0 41.9 8.1
Convencional 64.0 56.1 77.264.0 98.0 85.2
• Proceso general y comunicaciones.
• Criterios de aprobación.
• Análisis de información.
• Valor económico de las reservas.
• Descubrimientos.
• Tasa de restitución y relación reserva-producción.
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Integral1P
Descubrimientos1P
Aceite Gas PCE Aceite Gas PCE
88.6% 47.2% 67.4% 7.2% 4.1% 6.6%
Tasa de restitución
1P Aceite 1P Gas 1P PCE
Relación Reserva-Producción (años) 11.0 6.4 10.1
Relación Reserva-Producción
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*DDDR=Descubrimientos + Delimitaciones + Desarrollos + Revisiones
𝐷𝐷𝐷𝑅
𝑃𝑟𝑜𝑑 2014=
870.4
1,291.4= 67.4 %
Tasa de restitución integral 1P
𝐷𝑒𝑠𝑐𝑢𝑏𝑟𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜𝑠
𝑃𝑟𝑜𝑑 2014=
85.2
1,291.4= 6.6 %
Tasa de restitución Descubrimientos 1P85.2 52.1
572.1
161.0
870.4
Descubrimientos Delimitaciones Desarrollos Revisiones DDDR
Balance de reservas 1P (mmbpce) 2015
𝐷𝐷𝐷𝑅
𝑃𝑟𝑜𝑑 2013=
903.4
1,333.2= 67.8%
Tasa de restitución integral 1P
𝐷𝑒𝑠𝑐𝑢𝑏𝑟𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜𝑠
𝑃𝑟𝑜𝑑 2013=
101.8
1,333.2= 7.6%
Tasa de restitución Descubrimientos 1P101.8
-22.9
655.4
169.1
903.4
Descubrimientos Delimitaciones Desarrollos Revisiones DDDR
Balance de reservas 1P (mmbpce) 2014
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2010 2011 2012 2013 2014 2015
PCE 77.1 85.8 101.1 104.3 67.8 67.4
Aceite 101.6 72.5 85.4 105.1 71.6 88.6
Gas 67.5 119.6 96.2 93.6 77.3 47.2
0
20
40
60
80
100
120
Tasa Restitución Integral Nacional 1P (%)
*Los datos corresponden al día 1 de enero del año indicado.
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2010 2011 2012 2013 2014 2015
PCE 28.2 16.7 11.3 9.9 7.6 6.6
Aceite 29.1 14.5 12.5 9.6 7.3 7.2
Gas 22.1 17.8 6.9 8.9 6.9 4.1
0
5
10
15
20
25
30
Tasa Restitución Descubrimientos Nacional 1P (%)
*Los datos corresponden al día 1 de enero del año indicado.
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Resultado de los procesos mencionados en el presente dictamen, los valores dereservas de hidrocarburos presentados por el grupo de trabajo al Órgano de Gobiernoson los siguientes:
Valores de Reservas 1P por Activo 2015
ActivoCifra del país
Aceitemmb
Cifra del país Gas
mmmpc
Cifra del paísPCE
mmbpce
Cantarell 1,875.8 1,160.3 2,114.7Ku-Maloob-Zaap 3,599.5 1,421.3 3,897.2Abkatún-Pol-Chuc 613.2 1,128.4 820.3Litoral de Tabasco 828.9 2,936.8 1,407.0Aceite Terciario del Golfo 601.9 950.8 801.5Burgos 7.8 1,536.3 319.0Poza Rica-Altamira 196.5 246.9 233.9Veracruz 54.4 579.2 165.7Bellota-Jujo 786.6 1,616.7 1,197.3Cinco Presidentes 188.6 262.4 238.0Macuspana-Muspac 82.6 1,029.6 318.8Samaria-Luna 875.2 2,421.8 1,504.0Total 9,711.0 15,290.5 13,017.4
41
Aprobar la resolución CNH.E.04.001/15 relativa a los reportes deevaluación o cuantificación de las reservas 1P de hidrocarburos,elaborados por Petróleos Mexicanos y los reportes finales de lascertificaciones de las mismas realizadas por tercerosindependientes.
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