Febrero 1 de 2012
Contratos IntegralesExploración y Producción
Modelo económico
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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.
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Contenido
Modelo conceptual
Fórmula de remuneración
Otros componentes de la fórmula
Flujo de efectivo disponible
Elementos adicionales
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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
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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
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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
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Contenido
Modelo conceptual
Fórmula de remuneración
Otros componentes de la fórmula
Flujo de efectivo disponible
Elementos adicionales
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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))
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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
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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
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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
Costos totales: $115
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
Gastos recuperables100% expl. +
75% otros
Tarifa×
producción
Ingresos FED
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Ejemplo del efecto de mayor producción
Mayor productividad: 20%
Producción: 12 MB
Costos totales: $125
Ingreso/costo =1.29
Caso base
Producción: 10 MB
Costos totales: $125
Ingreso/costo =1.21
GR101
30
151
125
30
50
45
125 71
5026
200
CAPEXExploración
CAPEXDesarrollo
OPEX Costototal
Gastos recuperables100% expl. +
75% otros
Tarifa×
producción
Ingresos FED
GR101
30
161
125
30
50
45
125 71
6036
260
CAPEXExploración
CAPEXDesarrollo
OPEX Costototal
Gastos recuperables100% expl. +
75% otros
Tarifa×
producción
Ingresos FED
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Contenido
Modelo conceptual
Fórmula de remuneración
Otros componentes de la fórmula
Flujo de efectivo disponible
Elementos adicionales
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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
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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:
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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
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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
$/b Maya (21.8 °API)
Histórico Calculado
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Términos del gas
La equivalencia del gas con respecto al aceite queda definida en
términos económicos en lugar de emplear una equivalencia calorífica
Pgas = Precio de gas (usd/mpc)
PWTS = Precio de WTS (usd/b)
Tarifa por servicios de producción de gas en usd/mpc = 1/18 tarifa en usd/b
A partir de 2013, el factor de equivalencia se modificará anualmente con el promedio
del cociente de los precios del WTS y el Henry Hub de los doce últimos meses
18
PP WTSgas
0
5
10
15
20
25
en
e-0
0
en
e-0
1
en
e-0
2
en
e-0
3
en
e-0
4
en
e-0
5
en
e-0
6
en
e-0
7
en
e-0
8
en
e-0
9
en
e-1
0
en
e-1
1
Relación WTS/HH
Mensual MA 1 año
www.pemex.com/contratos 19
Contenido
Modelo conceptual
Fórmula de remuneración
Otros componentes de la fórmula
Flujo de efectivo disponible
Elementos adicionales
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Régimen fiscal de Pemex aplicable a campos maduros
El FED refleja los ingresos brutos menos impuestos de PEP
Las áreas contienen campos a los que les aplica el régimen fiscal especial
General Especial
Sobre los ingresos brutos 10% 15%
Sobre ingresos menos
deducciones
71.5% 30%
52% sobre (P-60)q
Cost cap 6.5 usd/b 32.5 usd/b
Aplica Producción base (QF) Producción adicional a QF
Para definir un FED que refleje ambos regímenes es necesario
determinar una tasa ponderada de ambos en función a la
producción gravada bajo el sistema general y el especial
www.pemex.com/contratos 21
FED, base para construir el promedio ponderado
3945 46 47 47 48 49 49
50 60 70 80 90 100 110 120
Precio ($/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
www.pemex.com/contratos 22
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
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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
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Flujo de efectivo disponible
Régimen general
Régimen especial
IF α)z(1zαz
PqzFED
𝐏 = 𝟎. 𝟎𝟎𝟖𝟑𝟖 °𝑨𝑷𝑰 + 𝟎. 𝟔𝟖 𝐖𝐓𝐒 + 𝟎. 𝟏𝟔𝟎𝟕 °𝑨𝑷𝑰 − 𝟔. 𝟎𝟑]
Donde:
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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
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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
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Contenido
Modelo conceptual
Fórmula de remuneración
Otros componentes de la fórmula
Flujo de efectivo disponible
Elementos adicionales
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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
www.pemex.com/contratos 30
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
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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
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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
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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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