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Febrero 1 de 2012

Contratos IntegralesExploración y Producción

Modelo económico

www.pemex.com/contratos 2

Aviso

De conformidad con el numeral 7 de las Bases de la licitación pública

internacional abierta número 18575008-625-11, la información verbal o

escrita intercambiada o entregada entre los participantes de un taller no

generará derecho alguno a los licitantes, ni obligación alguna a PEP frente a

los licitantes o frente a terceros, por lo que PEP no será responsable por

deficiencias, inexactitudes o faltantes en la información que presente en los

talleres. Estos talleres no estarán sujetos a un protocolo, por lo que la

información generada no constituye una oferta para presentar una propuesta

o para otorgar cualquier contrato, para adquirir cualquier compromiso o

servicio referido en este documento, ni implica asumir ninguna clase de

obligación por parte de PEP. Los interesados podrán obtener asesoría

independiente para la evaluación y revisión que juzguen convenientes, a

través de sus propios expertos en materia impositiva, contable, financiera,

comercial y/o cualquier regulación existente. La información se distribuye

para fines promocionales con el objeto de obtener retroalimentación de la

industria y otros interesados. La publicación de la información no implica

compromiso alguno de convocar ni de aceptar las sugerencias recibidas.


Contenido

Modelo conceptual

Fórmula de remuneración

Otros componentes de la fórmula

Flujo de efectivo disponible

Elementos adicionales


Conceptualización de los Contratos Integrales EP

Objetivo: Maximizar la producción al menor costo maximizar valor

No es comprar bienes al mínimo precio

No es construir obras a un plazo y costo determinado

El modelo se basó en prácticas internacionales que le brindaran a Pemex estabilidad

y certidumbre y, a su vez, que permitieran desarrollar un esquema de negocio

atractivo para el mercado. Para ello, el modelo incluye elementos como:

Tarifa por barril. Incentiva la producción

Recuperación parcial de costos. Reconoce el valor de mercado de los insumos; asimismo, la recuperación parcial incentiva el ahorro en costos

Límite con base en flujo de efectivo disponible. Asegura flujo de efectivo positivo para Pemex


Principios, premisas y mecanismos

Derechos sobre

hidrocarburos:

producción y

reservas propiedad

de la Nación

Contrato de servicios

Remuneración a

través de una tarifa

por barril, usos de la

industria y bajo un

precio cierto

Alineación de

intereses

Incentivos al ahorro y a

la producción

Flujo de efectivo no

negativo para Pemex

Pemex predetermina los

parámetros

económicos, el modelo

se cierra a través de

una variable única de

licitación: la tarifa por

barril

Términos y mecanismos

generalmente

aceptados por la

industria petrolera

Asignación a través de

licitación pública

Principios Premisas Mecanismos

Recuperación parcial de

gastos y tarifa por barril

Límite anual para pagos

(FED)

Predeterminado: factor

R, producción base, %

tarifa producción base y

exterior, fórmula de

precios, etc.

Tarifa por barril,

recuperación de costos,

bloque, participación

de Pemex, obligación

mínima, plazo y fases


Tarifa cierra el modelo económico

Parámetros predefinidos

Fórmula de

flujo de

efectivo

disponible

Porcentaje

de

recuperación

de costos

Factores de

ajuste a la

tarifa

Fórmula de

precios del

crudo

Producción

base

Porcentaje de la

tarifa para

producción base

Equivalencia

económica gas-

aceite

Plazo sujeto a

límite económico

Obligación

mínima de

trabajo

Obligaciones de

capacitación y

desarrollo

sustentable

Tarifa$/b

Modelo

Resultado

esperado del

caso de

negocio

Única variable a

definir por el licitante

Tarifa ($/b)

Paquete de información

Potencial esperado de las áreas

Perfil de producción

Costos

Precios

Análisis del licitante


Contenido

Modelo conceptual






Modelo económico

Sujeto a:

Barriles en punto de medición

Flujo de Efectivo Disponible (FED): mecanismo que asegura que PEP cubra

sus obligaciones fiscales y obtenga flujo no negativo después de impuestos

Nota

La diferencia entre el monto a pagar y el FED se acarrea al siguiente año

La producción base corresponde a la producción actual de las áreas con una

estimación de la correspondiente declinación

Ingreso del contratista = producción x tarifa ($/b)

+ 100% gastos elegibles de exploración

+ 75% otros gastos elegibles+ producción base predefinida * % tarifa ($/b))

+ manejo de producción exterior * % tarifa ($/b))


Gastos en exploración

100% recuperable conforme a la fórmula de pago

Definición (Anexo 6). Gastos en actividades que tengan por objeto

incorporar reservas. Incluye:

Estudios topográficos, aéreos, geofísicos, geoquímicos y geológicos

(incluyendo su interpretación)

Pozos exploratorios, incluye las pruebas

Adquisición y tratamiento de información geológica y geofísica

Incentivo. Busca no limitar la inversión en exploración dada las

carácterísticas de las áreas

Limita gold plating. Dada la fórmula de remuneración, el pago de la

inversión recuperable al 100% está sujeto al descubrimiento,

desarrollo y producción

El mecanismo de pago es ring fenced por contrato


Ejemplo de remuneración

En un año determinado el contratista realiza los siguientes gastos:

q (mmbce)

5.0

2.5q1 (incremental)

q2 (base)

Precio = 80 dls/b

Tarifa = 5 dls/b

De darse el caso de

que el FED no sea

suficiente para

cubrir el total, la

diferencia será

acarreada (carry

forward)

Sísmica = 5

Perforación exploración

= 20

Estudios = 2

Workovers = 10

37

Opex = 13

Total = 50

Gastos recuperables exploración = 100% * 27 = 27.00

Gastos recuperables resto = 75% * 23 = 17.25

10% tarifa* producción base = 10% * 5 * 5.0 = 2.50

Tarifa* producción incremental = 5 * 2.5 = 12.50

Total = 59.25

Tarifa ilustrativa

Producción


Ejemplo del efecto del ahorro de costos

Caso base

Producción: 10 MB

Costos totales: $125

Ingreso/costo =1.21

Menores costos: -20% de capex

Producción: 10 MB


Ingreso/costo =1.25

GR101

30

151

125

30

50

45

125 71

5026

200

CAPEXExploración

CAPEXDesarrollo

OPEX Costototal

Gastos recuperables100% expl. +

75% otros

Tarifa×

producción

Ingresos FED

GR94

30

144

115

30

40

45

115 64

5029

200

CAPEXExploración

CAPEXDesarrollo

OPEX Costototal


75% otros

Tarifa×

producción

Ingresos FED


Ejemplo del efecto de mayor producción

Mayor productividad: 20%

Producción: 12 MB


Ingreso/costo =1.29

Caso base

Producción: 10 MB


Ingreso/costo =1.21

GR101

30

151

125

30

50

45

125 71

5026

200

CAPEXExploración

CAPEXDesarrollo

OPEX Costototal


75% otros

Tarifa×

producción

Ingresos FED

GR101

30

161

125

30

50

45

125 71

6036

260

CAPEXExploración

CAPEXDesarrollo

OPEX Costototal


75% otros

Tarifa×

producción

Ingresos FED


Contenido

Modelo conceptual






Ajuste de tarifa por inflación

Los índices empleados son publicados por

el US Bureau of Labor Statistics

Cada seis meses se aplicará un mecanismo

de ajuste contra los efectos de la inflación

Índice para ajuste de costos

50% Precios productor

25% Perforación de pozos de crudo y gas

8% Hierro y acero

8% Diesel

5% Actividades de apoyo a operaciones

de crudo y gas

4% Maquinaria y equipo para campos de

crudo y gas

0

200

400

600

800

20

00/0

1

20

00/1

1

20

01/0

9

20

02/0

7

20

03/0

5

20

04/0

3

20

05/0

1

20

05/1

1

20

06/0

9

20

07/0

7

20

08/0

5

20

09/0

3

20

10/0

1

20

10/1

1

20

11/0

9

Índices de precios1999 = 100

IPP Support activities

Drilling oil and gas wells Oil and gas field machinery

Iron and Steel Diesel

50

100

150

200

250

200

0/0

6

200

1/0

4

200

2/0

2

200

2/1

2

200

3/1

0

200

4/0

8

200

5/0

6

200

6/0

4

200

7/0

2

200

7/1

2

200

8/1

0

200

9/0

8

201

0/0

6

201

1/0

4

Índice para ajuste de costosMedia móvil de 6 meses


Ajuste por factor R

Ajustes a la tarifa por barril con base en la relación entre ingresos acumulados y

gastos acumulados

La Tarifa se ajustará de acuerdo con el factor de ajuste de la tarifa (FAT), de

acuerdo con lo siguiente:

Factor R FAT

0, 1 100%

1<R<3 Interpolación lineal

R>=3 60%

1t

1i

i

1t

1i

i

t

acontratistdelGastos

onesRemuneraci

R

Factor R FAT

0, 1 100%

1<R<2 Interpolación lineal

R>=2 25%

Particularmente, para el área Atún, el factor R será:

El factor R en 5 áreas:


Ejemplo de factor R

Tarifa = 6 usd/b

Para t=11

Periodo(t)

q

(mmbce)

Costo

(mmusd)

75% gastos

elegibles (mmusd)

Tarifa*q

(mmusd)

1 4.2 66 49.5 25.2

… … … … …

10 7 16 12 42

Total 56 410 307.5 336

1.57410

336307.5

Gastos

onesRemuneraciRfactor

10

1i

10

1ii

11

5.326*0.886Tarifa

88.6%100%1)(1.5713

100%60%tarifalaaAjuste

11

11


Ecuación proxy del precio

P = [ 0.00838°API + 0.68 ] * WTS + 0.1607 °API – 6.03

Los grados API se determinan con base en información disponible o, en su defecto, en la primera producción

0

20

40

60

80

100

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

$/b Istmo (33.4 °API)

Histórico Calculado

0

20

40

60

80

100

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

$/b Maya (21.8 °API)

Histórico Calculado


Términos del gas

La equivalencia del gas con respecto al aceite queda definida en

términos económicos en lugar de emplear una equivalencia calorífica

Pgas = Precio de gas (usd/mpc)

PWTS = Precio de WTS (usd/b)

Tarifa por servicios de producción de gas en usd/mpc = 1/18 tarifa en usd/b

A partir de 2013, el factor de equivalencia se modificará anualmente con el promedio

del cociente de los precios del WTS y el Henry Hub de los doce últimos meses

18

PP WTSgas

0

5

10

15

20

25

en

e-0

0

en

e-0

1

en

e-0

2

en

e-0

3

en

e-0

4

en

e-0

5

en

e-0

6

en

e-0

7

en

e-0

8

en

e-0

9

en

e-1

0

en

e-1

1

Relación WTS/HH

Mensual MA 1 año


Contenido

Modelo conceptual






Régimen fiscal de Pemex aplicable a campos maduros

El FED refleja los ingresos brutos menos impuestos de PEP

Las áreas contienen campos a los que les aplica el régimen fiscal especial

General Especial

Sobre los ingresos brutos 10% 15%

Sobre ingresos menos

deducciones

71.5% 30%

52% sobre (P-60)q

Cost cap 6.5 usd/b 32.5 usd/b

Aplica Producción base (QF) Producción adicional a QF

Para definir un FED que refleje ambos regímenes es necesario

determinar una tasa ponderada de ambos en función a la

producción gravada bajo el sistema general y el especial


FED, base para construir el promedio ponderado

3945 46 47 47 48 49 49

50 60 70 80 90 100 110 120

Precio ($/b)

Régimen general, dólares por barril

17 20 22 25 28 30 33 35

50 60 70 80 90 100 110 120

Precio, $/b

El FED es una estimación de

los ingresos brutos que genera

el proyecto menos los

impuestos a pagar por PEP

Los impuestos a pagar se

pueden expresar como una

función del precio del crudo;

por lo tanto, el FED por barril

se puede expresar también

como una función del precio

Régimen especial, dólares por barril


Aplicación del régimen fiscal para campos maduros

1P,reservas10*q*0.9 Si

Producción gravada bajo el régimen general (QF):

010,t cuando

pce*0.910,t cuando

Q

Q

Ft

tF

1P,reservas10*q*0.9 Si ttF1PperfilQ

Reserva 1P

90% Producción *10

QF t = perfil 1Pt QF t = 0.9*q*10

Reserva 1P

90% Producción *10

Ilustrativo


FED promedio

Porcentaje de la producción determinada en la

LFD (QF) respecto al total

PqzFED

IF α)z(1zαz 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

50 60 70 80 90 100 110 120

%

precio, $/b

𝒁

zI

zF

Promedio ponderado de los

regímenes que aplican al

área



Régimen general

Régimen especial

IF α)z(1zαz

PqzFED

𝐏 = 𝟎. 𝟎𝟎𝟖𝟑𝟖 °𝑨𝑷𝑰 + 𝟎. 𝟔𝟖 𝐖𝐓𝐒 + 𝟎. 𝟏𝟔𝟎𝟕 °𝑨𝑷𝑰 − 𝟔. 𝟎𝟑]

Donde:


Ejemplo de variaciones en q

1.070.53 0.40 0.32 0.27

3 6 8 10 12

73208

300393

486

3 6 8 10 12

Para un periodo t:

QF = 3.2 mmbce q

Qα F

WTS = 80 usd/b

API = 33°

P = 76 usd/b

0.61z

0.32z

I

F

IF α)z(1zαz PqzFED (mmusd)

q (mmbce)q (mmbce)

q (mmbce)

0.320.46 0.49 0.52 0.53

3 6 8 10 12


Diferencia entre QF y q2

Vector QF

Insumo para determinar el FED.

Definido en la LFD en función de la

reserva 1P y la producción actual del

campo.

No corresponde a volúmenes producidos

en campo

Vector q2

Es un volumen de producción base

estimado por Pemex a partir de la

infraestructura existente y

declinaciones históricas

Permite determinar el volumen q1 para

pago al contratista

El modelo económico considera dos vectores de producción, las características son las

siguientes:

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

mbd

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

mbd

Altamira Altamira


Contenido

Modelo conceptual






Programa Mínimo Inicial y

Obligación Mínima de Trabajo

T

OMT

OMT

T

1t

t

1t

El Programa Mínimo Inicial está definido como un valor, en dólares, de

inversión durante el Periodo Inicial

Para el Periodo de Desarrollo, la Obligación Mínima de Trabajo se determina

por la fórmula:

Por ejemplo, para el caso de Pánuco, la Obligación Mínima de Trabajo en el

periodo T es: (donde TPánuco = 8 años)

1t

T

1t

t 2P Reserva12.8OMT

www.pemex.com/contratos

80

133127

113 113107

93

6760

43

20

7 3 1

640

10671013

907 907853

747

533480

347

160

53 27 5

50

8379

71 7167

58

4238

27

13

42 0

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

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

Año

OMT, mmdls

OMT en el año 1

Reservas 2P, mmb

29

Ejemplo de Obligación Mínima de Trabajo

OMT Supone valores de: c = 12.8 y T =8


Abandono

Donde:A = cuota de Abandono

a = tasa de Abandono

q = Hidrocarburos Netos

1PD = Reserva 1P desarrollada

GA = Gastos estimados de Abandono y desmantelamiento de

la infraestructura transferida al contratista

S = Saldo de la cuenta de abandono al fin de periodo

i = 1, ….,t, años del Contrato

j = 1, ….,12 meses

Cuenta de Abandono. La cuenta estará bajo el control conjunto de PEP y

el Contratista. El objeto es crear una reserva para

fondear las operaciones de Abandono.

Instalaciones por abandonar Todo lo nuevo

Instalaciones existentes transferidas a solicitud del contratista


Grado de integración nacional y otras obligaciones

En términos de las leyes y tratados, y considerando que el contratista:

Es un proyecto integral

El contratista selecciona a sus proveedores

Fondea el proyecto

Asume el riesgo de la ejecución

40% de grado de

integración

nacional

Grado de integración = 1 – (Valor de bienes y servicios importados / Valor

de bienes y servicios totales)

El 40% deberá alcanzarse durante el plazo del contrato,

congruente con el plan de desarrollo


Variable de adjudicación y criterio de desempate

Licitante

D%

Tarifa

respecto a la

menor

ofertada

7 x (D%T)

Factor de

incremento a la

OMT

( > 1)

Desempate =

Factor -7 x (D%T)

C 0% 0.000 1.100 1.100

D 1% 0.070 1.050 0.980

E 2% 0.140 1.100 0.960

F 2% 0.140 1.350 1.210

G 3% 0.210 1.150 0.940

H 4% 0.280 1.200 0.920

I 5% 0.350 1.400 1.050

J 6%

Menor tarifa (dentro del rango establecido por PEP) => propuesta ganadora

Si la diferencia en menor a 5% con la menor tarifa, entones:

Ilustrativo


Comentarios finales

Alineación de intereses: incentivos a la producción y al ahorro

Contiene factores que lo mantienen vigente en el mercado,

manteniendo además un equilibrio entre las partes

En términos generalmente aceptados en la industria

No desincentiva la inversión en exploración

Flexibilidad de ejecución —monto, plazo— en función a límite

económico

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