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Comisión Nacional de
Hidrocarburos
ÓRGANO DE GOBIERNO
QUINCUAGÉSIMA TERCERA SESIÓN EXTRAORDINARIA DE 2019
ACTA
En la Ciudad de México, siendo las 11:08 horas del día 5 de septiembre del año 2019, se reunieron en la sala de juntas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, en el piso 7 del edificio ubicado en la avenida Patriotismo 580, Colonia Nonoalco, Alcaldía Benito Juárez, C.P. 03700, Ciudad de México, los Comisionados Alma América Parres Luna, Néstor Martínez Romero, Sergio Henrivier Pimentel Vargas y Héctor Moreira Rodríguez. Estuvo también presente la Secretaria Ejecutiva Carla Gabriela González Rodríguez, con el objeto de celebrar la Quincuagésima Tercera Sesión Extraordinaria de 2019 del Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
Lo anterior, en virtud de la convocatoria emitida por la Secretaria Ejecutiva mediante oficio número 220.0708/2019, de fecha 4 de septiembre de 2019, de conformidad con los artículos 10 y 25, fracción 11, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así como 19, fracción 1, inciso d), del Reglamento Interno de la Comisión. La sesión tuvo el carácter de pública.
Con fundamento en el artículo 53 del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, presidió la sesión la Comisionada Alma América Parres Luna.
A continuación, la Comisionada Parres preguntó a la Secretaria Ejecutiva, sobre la existencia de quórum, quien, tras verificar la asistencia, respondió que había quórum legal para celebrar la sesión.
Órgano de Gobierno Quincuagésima Tercera Sesión Extraordinaria 5 de septiembre de 2019
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Habiéndose verificado el quórum, la Comisionada Parres declaró instalada la sesión y se sometió a consideración del Órgano de Gobierno el Orden del Día, mismo que fue aprobado por unanimidad, en los siguientes términos:
Orden del Día
1.- Aprobación del Orden del Día
11.- Asuntos para autorización
11.1 Asistencia Técnica para la evaluación 2019 del Plan Quinquenal de
Licitaciones para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos.
11.2 Resoluciones por las que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se
pronuncia sobre el Plan de Exploración, el Primer Programa de Trabajo y
el Presupuesto asociado al mismo, presentados por Deutsche Erdoel
México, S. de R.L. de C.V., relacionados con el contrato CNH-R03-L01-G
TMV-03/2018.
11.1
11.- Asuntos para autorización
Asistencia Técnica para la evaluación 2019
del Plan Quinquenal de Licitaciones para la
Exploración y Extracción de Hidrocarburos.
En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva, con la venia de la Comisionada Parres, dio la palabra al maestro Christian Uriel Moya García, Director General de Evaluación del Potencial Petrolero.
La presentación y los comentarios sobre los temas, se desarrollaron en los términos que a continuación se transcriben:
Órgano de Gobierno Quincuagésima Tercera Sesión Extraordinaria S de septiembre de 2019
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"DIRECTOR GENERAL DE EVALUACIÓN DEL POTENCIAL PETROLERO, MAESTRO CHRISTIAN URIEL MOYA GARCÍA.- Buenos días Comisionados. Hoy vamos a revisar la solicitud de asistencia técnica que nos envía la Secretaría de Energía respecto de la evaluación 2019 del Plan Quinquenal de Licitaciones. La que sigue por favor.
En esta solicitud la Secretaría de Energía, la SENER, nos manifiesta que la Dirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos de esa Secretaría pues llevará a cabo la evaluación anual a la ejecución del Plan Quinquenal considerando, entre otros aspectos, la adaptación de la política energética que se encuentra en curso. Para ello, la Secretaría de Energía remite una propuesta de ajuste a las áreas de licitación remanentes del Plan Quinquenal y donde el objetivo de ese ajuste es abonar a la integración de un inventario más completo de los recursos petroleros del Estado mexicano. En concreto, nos pide que atendamos tres requerimientos.
El primero es validar los cambios que realiza la SENER a las áreas del Plan Quinquenal con el objetivo que ya les mencioné antes. El segundo requerimiento es que actualicemos la cuantificación de los recursos para que se actualice el documento a ser publicado por parte de la SENER y finalmente presentar una evaluación del Plan Quinquenal para el periodo 2015-2019, a partir de los avances, impacto o experiencias obtenidas en las áreas licitadas. Esa es una primera parte del requerimiento de este punto. Y el segundo es que se realice o cómo se ha complementado la capacidad del Estado en materia de exploración y extracción de hidrocarburos. Esos son los tres puntos que vamos a atender durante la presentación.
Para el primer punto, de manera general, esta es la visión a partir de la cual se comienza el análisis del Plan Quinquenal. La versión todavía vigente es la versión evaluación 2018, en donde al momento de su publicación se encontraban las rondas 3.2 y 3.3, una para áreas terrestres convencionales y otra para áreas terrestres no convencionales, las cuales fueron canceladas en diciembre. Por lo tanto, no ha habido licitaciones y entonces las áreas contractuales correspondientes al Plan Quinquenal se mantienen sin cambios. Entonces a partir de esta versión de la evaluación del 2018 es donde se realiza el análisis.
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¿cuáles son los cambios que propone la SENER para esta evaluación 2019?
En realidad, son diferencias mínimas. Solamente se realizan, la SENER
realiza algunos ajustes en las categorías de aguas someras y en la categoría
terrestre no convencional. Esos dos ajustes coinciden, en agua someras la
incorporación de un bloque asociado al campo Misón. Este bloque estuvo
incluido en la ronda 1.2 hace algunos años y para la parte de terrestres no
convencionales la modificación o el ajuste coincide en la ampliación de 53
km2 en dos áreas para abarcar algunos campos en posición del Estado que
se encuentran aledaños a estos dos bloques. Este es el detalle de las
modificaciones que nos propone SENER. Como los mencionaba, consiste
en la incorporación del campo Misón al Plan Quinquenal que no fue
adjudicado en la ronda 1.2 y la ampliación de dos áreas para abarcar
campos en posesión del Estado. La que sigue por favor.
Como uno de los objetivos que nos manifiesta la Secretaría de Energía es
que esos ajustes que nos mandaron es para abonar a la integración de un
inventario más completo de recursos que se puedan incorporar al Plan
Quinquenal. Nosotros hacemos una propuesta para complementar los
ajustes que nos propone la SENER. Para esa propuesta de complemento,
nosotros estamos considerando los siguientes puntos. Primero, que
nuestra propuesta se apega a los rangos establecidos en el tamaño
promedio de bloque para el Plan Quinquenal. Se prioriza esta estrategia
que se ha seguido de conformación de bloques de exploración y extracción.
Esto es decir áreas en exploración que involucran algún volumen
descubierto para la extracción. Que la propuesta presente disponibilidad
de información para la eventual evaluación de las áreas. También se realizó
un análisis del contexto espacial para que nuestra propuesta no involucre
áreas con algún tipo de restricción ambiental y social. Y como no se había
hecho antes en alguna asistencia técnica que le habíamos dado a la
Secretaría de Energía, es que para esta estamos considerando las áreas de
renuncia tanto de asignatarios y contratistas para reincorporarlas
nuevamente al Plan Quinquenal.
La tabla de la derecha resume la propuesta que estamos realizando.
Estamos ajustando superficialmente cinco áreas que ya estaban
consideradas dentro del Plan Quinquenal y estamos proponiendo un total
de ocho bloques nuevos, ocho en la categoría de terrestres convencionales
y ocho en la categoría de terrestres no convencionales.
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Este es el detalle de los ajustes superficiales que estamos proponiendo a
las áreas. El primero es ampliar ligeramente la superficie que SENER nos
había mandado. Esto con el objetivo de tratar de incorporar, en la manera
de lo posible, estructuras geológicas completas asociadas a ese campo.
Para el segundo ajuste, consiste en ampliar también la propuesta que nos
envía SENER para aprovechar el cubrimiento de sísmica 3D que se
encuentra asociada a ese bloque y también para incrementar un poco más
los recursos prospectivos asociados a ese bloque. Para la última propuesta
estamos considerando el área de renuncia de uno de los contratistas, en
donde esa área de renuncia se está reincorporando a algunos bloques del
Plan Quinquenal y por lo tanto es también necesario ajustar algunos
bloques aledaños. Esto en términos de los ajustes superficiales.
Para los bloques nuevos que se están proponiendo, estamos proponiendo
bloques nuevos en tres áreas, en dos áreas perdón. En la región límite de
la cuenca de Burgos y Sabinas, que consiste en la incorporación de un área
no convencional asociada con el campo Kernel-1 y a otra área no
convencional asociada al descubrimiento no comercial asociado al pozo
Batial-1. Los otros dos bloques en la categoría de no convencionales
pretenden abarcar el tren prospectivo o la tendencia prospectiva que ha
sido probada por Pemex respecto de áreas no convencionales y asociadas
al play Jurásico Superior Pimienta en la cuenca de Burgos. Esta tendencia
ha sido probada por el pozo Zéfiro-1, por el pozo N uncio-1 y así hasta el
pozo Semillal-1, este último recientemente perforado por Pemex. Entonces
los dos bloques propuestos pretenden complementar en superficie ese
tren prospectivo y los cuales además se encuentran aledaños a
Asignaciones de Exploración no convencional de Petróleos Mexicanos.
Para los cuatro bloques propuestos de no convencional, coinciden - la
siguiente por favor, no, antes, antes, dos antes -, coinciden en el área de
renuncia asociada a la Asignación de Extracción del campo Nejo. Entonces,
aprovechando esta superficie, se diseñaron cuatro bloques, los cuales
abonan en recurso prospectivo y cuentan con información sísmica 2D y 3D.
Entonces de manera general estos son los ajustes que propone la Comisión
para complementar la propuesta de ajuste de SENER al Plan Quinquenal.
En la tabla solamente se están incorporando los ocho bloques que ya
mencioné más uno correspondiente a la propuesta de SENER para regresar
al Plan Quinquenal el campo Misón en aguas someras. Entonces la
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propuesta que se le estaría haciendo a la Secretaría de Energía consiste en
un total de 471 áreas para el Plan Quinquenal.
Parte, bueno, más bien el segundo requerimiento que nos manifiesta la
SENER es que actualicemos todos los recursos petroleros asociados al Plan
Quinquenal. Se actualizan esos recursos y se va a enviar a la Secretaría de
Energía una base de datos con la cuantificación que se tiene de cada uno
de los bloques asociados a la propuesta del Plan Quinquenal que le
estamos haciendo, porque recordemos que uno de los objetivos es que
ellos van a actualizar esas cifras en el documento que ellos van a publicar.
Entonces mediante esta base de datos se atiende ese segundo
requerimiento.
Para el tercer requerimiento, si recordamos, la Secretaría de Energía nos
pide primero una evaluación 2015-2019 del Plan Quinquenal respecto al
impacto y avances y resultados que han tenido las rondas de licitación y los
contratos adjudicados. Para atender esa primera parte, se preparó esta
lámina en donde vamos a explicar de manera general cómo ha ido
cambiando las diferentes estrategias del Plan Quinquenal con base en el
resultado de las rondas de licitación.
La primera versión del Plan Quinquenal fue enviada por la Comisión a la
SENER en abril del 2015 y SENER la publica en junio del 2015. Esta primera
versión del Plan Quinquenal planteaba la ejecución de cuatro rondas de
licitación correspondientes a diferentes categorías: en aguas profundas, en
aguas someras, terrestres convencional y terrestres no convencional. Y
algo importante de esta primera propuesta es que se consideraba la
licitación por separado de áreas de exploración y la licitación por separado
de áreas de extracción. Entonces bajo esta primera versión del Plan
Quinquenal se encuentran asociadas la primera ronda de licitación que se
realizó, la ronda 1.1, la ronda 1.2 y la ronda 1.3, en donde la ronda 1.1
corresponde con áreas de exploración y la ronda 1.2 y 1.3 con áreas de
extracción.
La segunda versión del Plan Quinquenal se llamó un proceso participativo
e involucró toda la experiencia y las lecciones aprendidas derivadas de la
ejecución de las tres primeras licitaciones de la ronda 1, con la
implementación del proceso de nominación previsto en la ley y que
conduce la Secretaría de Energía. Y se cambió la estrategia del Plan
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Quinquenal a una estrategia que involucraba grandes áreas. Para facilitar la nominación de las compañías, entonces las compañías pudieran nominar una gran área y a partir de esas grandes áreas diseñar ya finalmente los bloques que iban a ser licitados en futuras rondas de licitación. Bajo este concepto, estaba en licitación la ronda 1.4.
Después, la tercera versión del Plan Quinquenal fue una versión de alguna manera digamos extraordinaria porque involucró la implementación de una nueva estrategia derivada de la experiencia obtenida con la conclusión de la ronda 1 y también impulsada de alguna manera por el nivel de participación que se consiguió en toda la ronda l. En esta nueva estrategia se empezó a adoptar el concepto de las áreas de exploración y extracción, es decir, áreas de exploración que incluían campos descubiertos. Se empezó a maximizar los bloques, licitándolos bajo el concepto de columna geológica completa y se aumenta la escala de la oferta de los recursos en el Plan Quinquenal. Adicionalmente, se hicieron algunos ajustes derivados de la publicación por parte de la SENER del Decreto de las Áreas de Salvaguarda. Entonces esta tercera versión ya involucra todos esos cambios, todas esas experiencias y bajo las cuales se diseñaron las rondas 2.1, 2.2 y 2.3.
La cuarta versión del Plan Quinquenal correspondiente a la evaluación 2017 que fue publicado en enero del 2018, esta versión involucra la ampliación de las áreas del Plan Quinquenal, donde la Secretaría de Energía incorpora algunas áreas en la cuenca de Sabinas y la Comisión propone, con base también en las nominaciones, en la continuación de las nominaciones de la industria, proceso que conduce SENER, de algunos bloques en aguas profundas. Entonces bajo este concepto se diseñaron las rondas 2.4 y 3.1.
La última versión del Plan Quinquenal, que es la vigente, corresponde con la evaluación de 2018 y hay un cambio muy importante en esta versión. Porque si vemos, de la cuarta versión a la quinta versión, las áreas en rojo que significa que son las áreas adjudicadas, en la quinta versión digamos el mapa ya está más rojo. Quiere decir que hubo mucha adjudicación de contratos derivado del resultado de la 2.4 y la 3.1. Esta versión consideramos que corresponde como la consolidación de México como un competidor de las rondas petroleras por el resultado de estas dos últimas
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licitaciones que se ejecutaron durante el 2018. Esta versión del Plan
Quinquenal, que es la versión todavía vigente, se publica en noviembre del
2018 y, como les comentaba anteriormente, incluía las rondas 3.2 y 3.3 que
fueron canceladas en diciembre del mismo año y por lo tanto en realidad
la evaluación que se está presentando del Plan Quinquenal no es una
evaluación a la ejecución, porque en todo el 2019 no han habido
licitaciones. Entonces nosotros en esta asistencia técnica pues de alguna
manera se acota al avance que han tenido los contratos adjudicados que
vienen y que corresponden con cada una de las versiones que representan
la evolución que ha tenido el Plan Quinquenal. De igual manera, esta
evaluación al 2019 del Plan Quinquenal pues representa la última
evaluación al Plan Quinquenal vigente, antes que de acuerdo a la ley la
Comisión proponga el nuevo Plan Quinquenal para el periodo
correspondiente del 2020 al 2025. La que sigue por favor.
Esta lámina resume lo que se trató de explicar en cada uno de los procesos
del Plan Quinquenal. Y de manera general podemos resumir las mejoras
continuas que se han implementado al Plan Quinquenal con base en el
avance y resultados de las rondas de licitación, en términos de los cambios
de estrategia que se han implementado en cada una de las versiones del
Plan Quinquenal, pero especialmente a partir de esa tercera versión, que
fue la nueva estrategia y donde se amplió la escala de recursos del Plan
Quinquenal. Otro factor de éxito fue la adopción de estrategia de
reincorporación de áreas no adjudicadas y la conformación de estos
bloques combinados de exploración y extracción bajo el esquema de
columna geológica completa derivado de las lecciones aprendidas de los
contratos adjudicados y de las licitaciones de la ronda l.
Otro factor clave que ha sido muy importante en la conformación de las
estrategias del Plan Quinquenal pues ha sido el proceso de nominación de
la industria que conduce la SENER, el cual de alguna manera da una guía a
partir del Plan Quinquenal de las áreas en donde existe interés y que se
consideran para proponer rondas de licitación. Otro factor también muy
importante ha sido el Programa de Autorizaciones de Reconocimiento y
Exploración Superficial, el cual ha dado información adicional, información
exploratoria que es necesaria para la evaluación de las áreas y que también
dentro de la nueva estrategia permitió ampliar esa escala. Porque, si
recordamos, uno de los factores que se consideran es que las áreas pues
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Hidrocarburos
tengan información para ser evaluadas y con el ARES pues se incrementó
de manera importante la información disponible del subsuelo de México.
Y finalmente los diversos ajustes que se han realizado a las reglas, periodos
y formas de participación en cada una de las diferentes licitaciones. Ahorita
me viene en mente una de las importantes fue que derivado de la
experiencia obtenida en la ronda 1, en la ronda 1.4 se empezó a considerar
que los operadores pudieran participar de manera individual y de
consorcio. Antes eso en las primeras rondas no era permitido y eso
aumentó mucho la competitividad en las rondas subsecuentes de
licitación. Este es el resumen para la evaluación de cómo ha cambiado el
Plan Quinquenal respecto de las lecciones, impacto y experiencias
obtenidas tanto de las áreas licitadas como de los contratos adjudicados.
Para la segunda parte del punto 3 que nos pide la Secretaría de Energía que
tiene que ver con los contratos adjudicados y el Plan Quinquenal como
complemento a la capacidad del Estado en la exploración y extracción de
hidrocarburos. Primero, quisiera considerar rápidamente lo siguiente.
Entonces respecto a los contratos adjudicados y el Plan Quinquenal como
este complemento del Estado, pues el Estado lleva a cabo las actividades
de exploración y extracción en dos modalidades: mediante Asignaciones
otorgadas a la empresa productiva o a las empresas productivas del Estado,
es decir a Petróleos Mexicanos, o mediante contratos adjudicados a través
de procesos licitatorios en donde incluye también a Pemex, a la empresa
productiva del Estado, pero en su calidad de contratista.
Entonces en ese sentido las actividades de exploración y extracción que
realiza el Estado se pueden agrupar en aquellas que realiza Pemex en sus
Asignaciones y en aquellas que realizan los particulares, los operadores
petroleros y Pemex también. Entonces en ese contexto la actividad de
exploración y extracción en el país se lleva a cabo viendo esta gráfica
solamente en el 24% de la superficie total considerada con potencial
petrolero, donde las Asignaciones de Pemex concentran pues
prácticamente el 23% de recurso prospectivo cuantificado total y un
aproximado del 69% de los volúmenes remanentes de aceite y gas. Por otro
lado, los contratos adjudicados que incluyen operadores petroleros
particulares y el mismo Pemex representan un complemento en las
actividades de exploración con el 11% de la superficie con potencial
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adjudicado, el 11% del recurso prospectivo total y el 2% de los volúmenes
remanentes para la extracción.
Con esto de alguna manera se puede dimensionar el contexto del potencial
petrolero del país, a partir del cual se realizan las actividades de
exploración y extracción de hidrocarburos, donde el Plan Quinquenal y
bueno, también la licitación de las áreas contractuales, pues como vemos
de esta gráfica se ha enfocado principalmente en áreas de extracción,
hablando exclusivamente de los contratos. Que, si bien se puede
considerar que son áreas con potencial, necesitan inversión para poder
desarrollar todo ese potencial que se tiene cuantificado en esas áreas. La
que sigue por favor.
Entonces en este diagrama muy esquemático y generalizado, tanto el Plan
Quinquenal como la adjudicación de áreas contractuales pues se ha dado
en diferentes etapas de la cadena de valor de exploración y extracción de
hidrocarburos, licitándose áreas y adjudicándose contratos en áreas
principalmente de exploración. Algunas otras áreas que incluyeron campos
descubiertos como lo mencionamos en la estrategia del Plan Quinquenal
en áreas de evaluación y algunas otras que incluyeron también campos
descubiertos, pero en etapas maduras. Y son campos que a partir de la
ronda O pues Pemex no tuvo interés en esos campos. De manera general,
viendo este esquema muy generalizado, podemos decir que tanto los
contratos adjudicados como las áreas del Plan Quinquenal han estado
dirigidos a complementar esa capacidad del Estado en áreas relativamente
de alto riesgo. Es decir, áreas de alto riesgo me refiero a áreas donde es
necesario realizar inversiones para desarrollar las actividades de
exploración y extracción y en donde no se tiene garantía de que con la
ejecución de esas actividades se pueda llegar a una producción futura.
Conforme han avanzado las actividades en los diferentes contratos, pues
muchos de esos contratos han ido evolucionando por sí mismo dentro de
la cadena de valor de hidrocarburos, especialmente aquellos contratos, los
primeros contratos adjudicados en el marco de las primeras rondas de
licitación. Esto considerando el tiempo que se considera necesario para
que esos proyectos vayan madurando conforme van evolucionando estos
proyectos. Y algo importante en relación con el Plan Quinquenal es que el
Plan Quinquenal está diseñado para que conforme estos contratos vayan
Quincuagésima Tercera Sesión Extraordinaria 5 de septiembre de 2019
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evolucionando en la cadena de valor, pues nuevos contratos puedan ser
adjudicados y seguir complementando esa capacidad del Estado respecto
a la exploración y extracción de hidrocarburos.
Parte del análisis que se realizó, se realizó con el objetivo también de tratar
de determinar cuantitativamente cuál ha sido ese complemento del Estado
en lo que los contratos adjudicados se refiere. Para eso, se realizó un
análisis que incluyó las asociaciones y migraciones de Pemex como
contratos en términos de la perforación de pozos y en términos de las
inversiones, conforme a lo que se ha realizado al 2019 y conforme a los
planes que se han aprobado aquí en la Comisión. Para tratar de estimar un
valor numérico en porcentaje de ese complemento que representan los
contratos, como vimos en láminas pasadas, pues se comparó respecto de
las actividades que realiza Petróleos Mexicanos en sus Asignaciones
utilizando el periodo de la ronda O. Es decir, del periodo del 2015 al 2019
pues ya que no se tiene todavía aprobadas algún tipo de actividad todavía
para algún periodo posterior y donde algo importante a considerar es que
ese estimado cuantitativo pues es muy relativo, ya que todavía existen,
bueno, más bien existen contratos en diferentes etapas de la cadena de
valor. Algunos de ellos están todavía en etapas muy tempranas de
maduración de los proyectos. Todavía faltan algunos Planes de Exploración
y Evaluación y de Desarrollo por aprobar.
Y como vimos en el diagrama esquemático anterior, pues conforme se
continúe con esa ejecución de las actividades, los proyectos irán
evolucionando en esa cadena de valor como ha sucedido con algunos
contratos de la ronda l. Además, los montos de inversión y las actividades
ejecutadas y por ejecutar pues son dinámicos. Todo el negocio de
exploración y extracción de hidrocarburo es dinámico y están sujetos a la
modificación y actualizaciones de los diferentes planes asociados, además
de los Programas de Inversión y de los presupuestos. Entonces ese valor
cuantitativo que aquí se trató de plasmar en un valor numérico pues se irá
modificando conforme estas actividades se vayan ejecutando y dependerá
también del grado que tenga Petróleos Mexicanos en la ejecución de las
actividades dentro de sus asociaciones.
Bueno, dicho lo anterior, para el caso de los contratos adjudicados en áreas
de exploración y evaluación, algo importante que hay que considerar es
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que la adjudicación, aprobación de planes y comienzo de las actividades e
inversiones pues se ha dado de manera paulatina y secuencial.
Considerando los periodos iniciales de exploración y evaluación plasmados
en los contratos, pues son estos primeros contratos adjudicados los que ya
han empezado a mostrar los primeros resultados a tres años de haber
iniciado con la ejecución de las actividades. Para el resto de los contratos
adjudicados en esta etapa de exploración y evaluación, los resultados
comenzarán a observarse conforme se vayan ejecutando esas actividades
como ya les mencionaba y respecto de lo que está aprobado y programado
en los respectivos Planes de Evaluación. Con esto se espera que la principal
ejecución de esas actividades se dé a partir del 2019 y más o menos hasta
el 2021.
Entonces con base en esto, con estas consideraciones, se podría decir que
al corte del 2019 los resultados, el complemento que representa lo
ejecutado en los contratos resulta en un más o menos 20% en términos de
perforación de pozos y 8% en inversiones, esto comparado con lo que
Pemex ha realizado en el periodo de ronda O en sus Asignaciones y esto se
puede llegar a complementar hasta en un 42% de las inversiones, otra vez,
con respecto a lo que Pemex ha ejecutado en el periodo asociado de la
ronda O. Y esto tomando en cuenta de que aún faltan por aprobarse 11
Planes de Exploración correspondiente a la ronda 3.1 en aguas someras,
por lo que estos porcentajes relativos pues van a ir variando. Y, como
mencioné conforme a los periodos contractuales, los primeros contratos
adjudicados en la ronda 1 son los que ya tienen los primeros resultados
tangibles. Algunos de esos resultados que se pueden destacar pues es que
derivado de la ronda 1.1 en uno de esos contratos pues se realizó el primer
descubrimiento realizado por un contratista y para el cual se le asocian más
de 2,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Me refiero al
descubrimiento asociado con el pozo Zama-1 y que actualmente ese
descubrimiento ya ha avanzado en la cadena de valor y ya se encuentra en
etapa de evaluación.
También resalta los resultados de las áreas adjudicadas en la ronda 1.2,
que de manera general a partir de la ejecución de las actividades asociadas
en estos contratos pues se ha incrementado 4.4 veces las reservas respecto
del valor que tenían asociados al momento de su adjudicación. Para la
ronda 1.4 se perforó un pozo que rompió el récord en términos de tirante
. : . . . .. . ... Quincuagésima Tercera Sesión Extraordinaria
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de agua en el golfo de México, me refiero al pozo Etzil-lEXP. Y de manera
general, la actividad que se ha ejecutado al 2019 en términos de la
perforación de pozos pues daría un porcentaje de éxito muy alto (89%),
considerando 18 pozos de 21 para los que tenemos resultados. Estos son
más allá del estimado cuantitativo que pudiera generar el complemento
del Estado en términos de la actividad que se ha realizado en los contratos,
estos son algunos resultados tangibles que vale la pena destacar.
Para el caso del desarrollo, pues bueno, sobresalen los contratos de la
ronda 1.2 que avanzaron a esta etapa provenientes de una fase de
evaluación. Y con la culminación de las actividades en esos contratos, pues
ya se tienen Planes de Desarrollo aprobados para estos descubrimientos.
De manera general, las actividades en términos de perforación y la
ejecución de inversiones aprobadas, como se puede observar en esta tabla,
pues se van a ver reflejadas en el futuro, en un periodo de más o menos de
lo que resta del 2019 hasta más o menos el 2024, donde algo importante
que podemos ver aquí es que las asociaciones y migraciones de Pemex en
términos de los contratos adjudicados en fase de desarrollo representan
una parte importante de las actividades y de la inversión que se va a
realizar en esta etapa. Esto es porque mediante estos mecanismos de
asociaciones y migraciones pues Pemex ha podido complementar sus
capacidades tanto financieras como de ejecución pues que ya de alguna
manera han dado resultados tangibles para incrementar la producción de
hidrocarburos en los primeros años. Y estos mecanismos de las
asociaciones y migraciones pues han permitido traer esos volúmenes al
resguardo de Pemex - como vemos ahí - hacia horizontes de tiempo un
poco más cercano, acelerando las actividades de desarrollo y al mismo
tiempo pues abonando al complemento del Estado en la exploración y
extracción, en este caso en la extracción de hidrocarburos.
Considerando la actividad de desarrollo tanto de Pemex como de los
contratos de manera generalizada, así como con la información que se
tiene disponible, los contratos adjudicados, incluyendo las asociaciones y
migraciones de Pemex, podrían representar un complemento del 9% en
términos de perforación de pozos y 16% en términos de inversión,
considerando que aún faltan 17 Planes de Desarrollo por aprobar más los
que eventualmente se incorporen a esta etapa provenientes de etapas
anteriores en los contratos adjudicados. Y de alguna manera esto es
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congruente con el alcance que vimos al principio entre lo que mantiene
Petróleos Mexicanos y entre lo adjudicado en los contratos, ya que
recordemos que tanto el Plan Quinquenal como las licitaciones pues han
estado enfocadas principalmente hacia otras etapas en la cadena de valor
de la exploración y extracción de hidrocarburos.
Esto es algo, un resultado tangible que ya han dado los primeros contratos
que se adjudicaron en esta fase de desarrollo, en términos de que se
observa un incremento en la producción en estos contratos respecto de las
producciones que tuvieron marginales al momento de su adjudicación. Ahí
las asociaciones y migraciones de Pemex pues tienen la mayor parte del
incremento en la producción que se ha observado desde más o menos el
2016 a la fecha. Pero de manera general, en los contratos asociados con la
ronda 1.3, 2.2 y 2.3 se ha logrado triplicar esa producción respecto de la
producción que traían al momento de su adjudicación y casi duplicar la
producción de gas en estos contratos.
Finalmente, algo que también es importante y uno de los objetivos de la
licitación de los contratos fue también que hubiera más ingresos para el
Estado. De acuerdo con la información del Fondo Mexicano del Petróleo,
el ingreso por las contraprestaciones asociadas a los contratos derivados
de rondas de licitación que vienen a su vez del Plan Quinquenal, pues ya a
tres años y medio del inicio de las actividades de todos estos contratos
pues ya se tiene 1,025 millones de dólares asociados a esos 104 contratos
y un total a la fecha de 724 millones de dólares, lo cual cifras que se
seguirán incrementando conforme vayan avanzando las actividades y que
también se podrá incrementar si se continúa con la licitación y adjudicación
de contratos.
Finalmente, respecto de la prospectiva que realiza la Comisión Nacional de
Hidrocarburos, esa prospectiva se realiza en un horizonte de 15 años, en
donde más o menos se estima con base en criterios de una adjudicación
moderada de rondas y considerando también que las rondas se pudieran
reanudar el año que entra, es decir, el 2020. Los puros contratos que
provengan de la licitación a partir de las áreas del Plan Quinquenal en un
horizonte de 5 años, pudieran llegar a complementar hasta en un 25% la
producción diaria del país. Y, como yo ya lo mencioné, si se considera la
reanudación de la licitación de los contratos a partir del 2020, el Estado
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podría llegar a complementar hasta el 40% de las inversiones requeridas
para llegar a esas cifras de producción de continuarse con la ejecución del
Plan Quinquenal.
Finalmente, como conclusiones respecto de cada uno de los puntos que
nos realiza o que nos hace SENER en su solicitud, la primera es validar los
cambios que realiza la SENER al Plan Quinquenal. Complementamos la
propuesta que nos envió SENER, modificando la geometría y superficie de
cinco áreas del Plan Quinquenal y donde además proponemos la
incorporación de ocho nuevos bloques al Plan Quinquenal. Esto
considerando el objetivo que nos plasma SENER en su solicitud de
complementar o de abonar en la integración de un inventario más
completo de recursos para el Plan Quinquenal.
Respecto del segundo, la que sigue por favor. Respecto del segundo punto
de actualizar la cuantificación de recursos asociados a los bloques del Plan
Quinquenal, pues se realiza la actualización con base a la información que
tiene la Comisión a través de una base de datos que se le envía a la
Secretaría de Energía para que las utilice en la publicación del documento.
La que sigue.
Respecto del tercer punto, como vimos, está dividido en dos. La primera es
de la evaluación del Plan Quinquenal 2015-2019. Pues esta evaluación que
se realiza al Plan Quinquenal se acota al avance que han tenido los
contratos adjudicados hasta la ronda 3.1, ya que durante todo el 2019 no
hubo licitaciones. Asimismo, representa la última evaluación al Plan
Quinquenal vigente, antes que la Comisión por ley proponga a la SENER el
Plan Quinquenal 2020-2025. Las mejoras que se han realizado en cada una
de las versiones del Plan Quinquenal y que está relacionado también con
el avance de las rondas de licitación, como vimos, involucran la
coincidencia y combinación de varios factores asociados tanto con los
cabios de estrategia que han existido en los criterios que se han tomado a
partir del Plan Quinquenal para la selección de áreas, el programa de los
ARES que ha incrementado la información disponible para evaluar las áreas
del Plan Quinquenal y finalmente los diversos ajustes que se han realizado
a las bases de cada una de las licitaciones.
De manera general, también podemos concluir que el Plan Quinquenal y la
licitación y la adjudicación de los contratos que se tienen hasta ahora se
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han realizado en diferentes etapas de la cadena de valor, pero
principalmente ha estado dirigido en áreas netamente de exploración, el
60% que representan áreas - como vimos - con alto riesgo donde es
necesario atraer la inversión y donde es necesario promover la
incorporación de reservas a partir de los recursos prospectivos. Y para
poder hacer esto, la única manera de realizarlo es mediante un incremento
de las actividades petroleras en el país. La que sigue.
Finalmente, del impacto de los contratos adjudicados y el Plan Quinquenal
como este complemento a la capacidad del Estado comparado con lo que
realiza Petróleos Mexicanos, es que con el resultado de los contratos
adjudicados a la fecha, incluyendo las asociaciones y migraciones de
Petróleos Mexicanos, pues el Estado sí ha complementado su capacidad de
exploración y extracción de hidrocarburos donde, más allá de ese valor
numérico que podamos hacer a una fecha determinada, pues es que los
resultados a tres años del inicio de las actividades en los contratos
adjudicados pues ya llevaron al primer descubrimiento realizado por un
operador, a la reevaluación e incorporación de reservas asociado a los
contratos de la 1.2 y la 2.1 y la 2.3 también y el aumento en la producción
de campos marginales. Esto con respecto a la producción que traían al
momento de su adjudicación.
Algo también que es importante considerar es que de manera general la
mayor parte de los contratos se encuentran iniciando o en ejecución de las
actividades petroleras, donde el mayor volumen de actividad con los
contratos que se tienen adjudicados hasta ahora pues se espera que se
realice en el periodo general del 2020 al 2022 y hay que considerar también
el tiempo y la maduración que necesitan los proyectos para que, similar a
los contratos de la ronda 1, empiecen a mostrar también resultados. Y
bueno, con base en el resultado tanto de las rondas de licitación, pues es
necesario que la política energética en curso - como lo manifiesta SENER
en su solicitud - pues consideren su proceso de adaptación, el continuar
con la implementación del Plan Quinquenal y la licitación de contratos.
También, como vimos, como un complemento muy importante a esto han
sido las asociaciones y migraciones de Pemex, pues es importante también
continuar con estas asociaciones y migraciones para seguir
complementando la capacidad del Estado en la exploración y extracción de
hidrocarburo. Con base, como vimos en loa resultados que ya se empiezan
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a ver, su impacto en el incremento en las actividades que se espera tener ya a corto, mediano plazo, porque tienen un impacto importante en las inversiones y en la futura producción que se espera tener derivado de esos contratos. Con esto termino Comisionados.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchísimas gracias maestro Moya, muy muy completo. ¿Algún comentario? Comisionado Moreira.
COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Yo quisiera comenzar aquí felicitando al maestro Moya. Realmente está muy padre, está muy claro y además como que deja, no sé, las decisiones muy claras. O sea, los datos que presentó sobre la parte de inversión, es decir el 42% de la inversión en exploración va a venir de los contratos, se me hace que está muy padre. La otra es una pregunta que yo tenía con respecto a la número 13, donde venía que todavía el 25% de los recursos prospectivos están fuera del Plan Quinquenal. O sea, todavía el Plan Quinquenal pudiera ser más extenso. Mi pregunta era: esas áreas que están fuera del Plan Quinquenal, ¿en dónde están?
DIRECTOR GENERAL DE EVALUACIÓN DEL POTENCIAL PETROLERO, MAESTRO CHRISTIAN URIEL MOYA GARCÍA.- Con la nueva estrategia del Plan Quinquenal se trató de ampliar esa escala de los recursos petroleros del Plan Quinquenal. Entonces mucho de ese restante está en áreas con restricciones ambientales, sociales, incluso legales y hasta de límite técnico, considerando que mucho del recurso prospectivo cuantificado del país está en aguas profundas y también una fracción importante de ese recurso prospectivo está en tirantes de agua mayor a 3,500 metros, fuera del límite técnico actual que se tiene para la perforación. Entonces si vamos sumando todas esas áreas que por alguna razón no están incluidas en el Plan Quinquenal, pues ya es un porcentaje digamos mayor de los recursos.
COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Entonces el Plan Quinquenal realmente ahorita da todas las áreas potenciales, lo que tenemos ahorita.
DIRECTOR GENERAL DE EVALUACIÓN DEL POTENCIAL PETROLERO, MAESTRO CHRISTIAN URIEL MOYA GARCÍA.- Casi todas las áreas potenciales.
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COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Casi todas. Y la otra es, pero todo eso representa todavía el 40% de todos los recursos.
DIRECTOR GENERAL DE EVALUACIÓN DEL POTENCIAL PETROLERO, MAESTRO CHRISTIAN URIEL MOYA GARCÍA.- 45% más o menos.
COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Que es más de la suma de Pemex más contratos.
DIRECTOR GENERAL DE EVALUACIÓN DEL POTENCIAL PETROLERO, MAESTRO CHRISTIAN URIEL MOYA GARCÍA.- Exacto.
COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Gracias.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún otro comentario Comisionados? Bueno, o sea, en realidad todos los datos que el maestro Moya ha presentado el día de hoy, es simplemente, digamos, siempre decimos son hechos. ¿No? O sea, son datos que nosotros hemos podido, que casi todos están en nuestra página y que hemos podido simplemente resumir el día de hoy con base a la asesoría técnica que nos pidió la Secretaría de Energía y que está en esta presentación y que será entregada en un documento como parte de la asesoría que nos está solicitando la Secretaría de Energía para su consideración de evaluación del Plan Quinquenal. Yo entiendo que posteriormente habrá algún tipo de solicitud para una asesoría técnica, alguna opinión, en cuanto a un nuevo Plan Quinquenal. O sea, leso sería correcto?
DIRECTOR GENERAL DE EVALUACIÓN DEL POTENCIAL PETROLERO, MAESTRO CHRISTIAN URIEL MOYA GARCÍA.- Sí. De acuerdo a la ley, a más tardar en junio del primer año de cada quinquenio la Comisión tiene que enviar la propuesta del nuevo Plan Quinquenal para el 2015 y 2019. La verdad no tengo claro si es a solicitud de SENER, pero yo entiendo por la ley que no necesariamente necesitamos que SENER nos lo pregunte, se lo enviamos. Y seguramente va a incorporar mucho de esto, todas las lecciones aprendidas que se han hecho con la ejecución de las licitaciones y el resultado en la adjudicación de contrato.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Perfecto, OK. Bueno, si no tenemos más comentarios, Secretaria Ejecutiva nos haría el favor de leer la propuesta de acuerdo."
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No habiendo más comentarios, el Órgano de Gobierno, por unanimidad,
adoptó el Acuerdo siguiente:
ACUERDO CNH.E.53.001/19
Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII
de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en
Materia Energética y 27 del Reglamento de la Ley de
Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad,
aprobó el documento por el que se proporciona Asistencia
Técnica a la Secretaría de Energía para la evaluación 2019
del Plan Quinquenal de Licitaciones para la Exploración y
Extracción de Hidrocarburos.
11.2 Resoluciones por las que la Comisión
Nacional de Hidrocarburos se pronuncia
sobre el Plan de Exploración, el Primer
Programa de Trabajo y el Presupuesto
asociado al mismo, presentados por
Deutsche Erdoel México, S. de R.L. de C.V.,
relacionados con el contrato CNH-R03-
L01-G-TMV-03/2018.
En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva con
la venia de la Comisionada Parres dio la palabra al maestro Rodrigo
Hernández Ordoñez, Director General de Dictámenes de Exploración.
La presentación y los comentarios sobre el tema, se desarrollaron en los
términos que a continuación se transcriben:
"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Maestro Hernández, por
favor.
DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Buenas tardes Comisionada, buenas
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tardes Comisionados. Traemos a su consideración justamente los detalles del Plan de Exploración que presentó la compañía Deutsche Erdoel México, S. de R.L. de C.V., quien es el operador de este bloque, que es uno de losbloques que están en aguas someras de la parte de Tampico-Misantla y esimportante mencionar también que es parte de un consorcio. El consorcioestá conformado por el operador, además por Pemex y por Cepsa, laempresa española. Entonces si avanzamos.
Lo que vemos aquí en la primera lámina es el fundamento legal que utilizamos para desahogar este trámite del Plan de Exploración. Como ustedes saben, recordamos siempre. Nos fundamentamos en la Ley de Hidrocarburos, así como la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética. Asimismo, en el Reglamento Interno de la propia Comisión que nos faculta para traer este asunto a su consideración y en el procedimiento que está establecido en los lineamientos, que habrá que mencionar que este es de los que todavía se están desahogando con los lineamientos anteriores por la fecha en la que ingresó. Asimismo, con las cláusulas de los contratos, la cláusula de este contrato, que hacen referencia a la presentación del plan y a los programas asociados al mismo.
Entonces, como les decía, en el mapa que ustedes ven aquí a la derecha observan que estamos en la parte marina de la cuenca de TampicoMisantla, en el borde justamente oriental de la cuenca Tampico-Misantla. Entonces vemos el área que está dibujada con rojo es justamente el área contractual a la que nos referimos en este momento y en su límite occidental digamos tiene tres campos o tres Asignaciones de Extracción de Petróleos Mexicanos que justamente están explotando los campos que tienen que ver con la Faja de Oro en su porción marina.
Asimismo, estos otros polígonos verdes se refiere a las demás áreas contractuales de esta licitación 1 de la ronda 3, en donde es importante mencionar que el contratista también es operador del bloque que está al Norte. Entonces eso es parte, forma parte de alguna parte de su estrategia digamos que vamos a ver adelante. Entonces es relevante mencionar esta posición porque sabemos que desde el punto de vista geológico pues tenemos esta parte del arrecife o de la zona arrecifa! del Cretácico que marca justamente la Faja de Oro y dentro o hacia el interior está todo lo que es la plataforma de Tuxpan. Y entonces los fenómenos geológicos que
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ocurren hacia la parte central digamos hacia el golfo de México pues son
pues distintos a los que ocurren en esta zona. Entonces por eso es
importante pues llevar a cabo la exploración en esta área y que pues no es
precisamente lo mismo que nos encontramos en esta parte de la Faja de
Oro. Entonces por eso es relevante pues que ocurran estas actividades que
se van a dar a lo largo de este Plan de Exploración.
Entonces si vemos aquí nada más la línea de tiempo es para comentarles
el trabajo que estuvimos haciendo con el operador desde su ingreso del
Plan de Exploración y los múltiples alcances que hemos tenido de
información, de manera que el último lo recibimos todavía el mes pasado
y entonces por eso traemos ahora a su consideración el Plan de Exploración
y los programas asociados al mismo. Entonces nos encontramos en un área
de evaluación del potencial desde el punto de vista de la cadena de valor
de los hidrocarburos. No ha habido descubrimientos en el área y el objetivo
entonces es, dado que estamos en esa fase, pues es contar con una cartera
de prospectos jerarquizada. ¿y cómo lo van a hacer? Pues a través de unas
actividades que son principalmente el reproceso, adquisición y reproceso
de información sísmica, también de información de métodos potenciales y
algunos estudios adicionales que están detallando en el plan y que ahorita
vamos a ver también adelante. De esta manera, entonces ese es el objetivo
que se persigue en esta área y también es relevante ver, adelante vamos a
ver el detalle, pero este contrato involucra 2,206 unidades como Programa
Mínimo de Trabajo. No hubo incremento al mismo durante la licitación, por
lo tanto, lo que se debe de cumplir como unidades son solamente las del
Programa Mínimo de Trabajo. Si seguimos entonces.
Vemos cuáles son los antecedentes exploratorios que están en el área. Es
un área que sí tiene información. Como decíamos, pues se localiza en esta
parte marina de la plataforma continental que abarca la parte de Tampico
Misantla y existe información sísmica 3D. Como vemos, estos diferentes
polígonos de colores hacen referencia a distintos estudios sísmicos 3D que
se han llevado a cabo a lo largo del tiempo y, como vemos, hay varios que
tocan a veces alguna parte mínima. La mayoría están cubiertos por este
estudio que se llama Lankahuasa Norte. Entonces hay sísmica 3D cubriendo
prácticamente todo el bloque. También se han perforado tres pozos en el
área y como ven ustedes aquí las fechas son importantes. Los dos pozos
que están perforados en esta zona central del bloque, que son Tritón y
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Boga, fueron perforados el mismo año, en el 73, y los dos fueron
improductivos, uno por accidente mecánico y el otro pues no tuvo éxito
geológico. El Bagre-501 que está en el borde del bloque justamente
corresponde con el desarrollo del campo Bagre, entonces por eso es que sí
tuvo éxito. Lo ponemos nada más como referencia de la cercanía a ese
campo.
Entonces, como ven, hay información superficial, hay información de la
columna hasta cierto punto. No obstante, todavía hay mucho riesgo en el
área, que es justamente parte del objetivo de las actividades que es reducir
el riesgo geológico de los eventos que han ido sucediendo aquí. La
superficie del bloque es de alrededor de 842 km2 • Los tirantes de agua van
desde 60 y la última parte oriental llega hasta los 600 metros de
profundidad de tirante de agua. Entonces todo está prácticamente en
aguas someras.
Vemos entonces ahora sí las actividades que va a estar desarrollando el
contratista a lo largo de este periodo inicial de exploración. Entonces ellos
presentan dos escenarios, un escenario base y un escenario incremental.
Entonces lo que van a realizar pues es la adquisición de esa sísmica como
compra, no va a haber adquisición en campo, sino va a ser adquisición de
la información sísmica que ya existe y entonces la diferencia radica aquí en
el escenario base y el escenario incremental en cuanto al área que se
estaría considerando para reprocesar. El área a reprocesar en el escenario
base sería de 1,299 km2, en tanto que para el escenario incremental sería
de 1,438 km2. ¿Por qué es esta diferencia? Y eso es importante
mencionarlo.
Como veíamos al princ1p10, el operador tiene también - pues valga la
redundancia - la operación del bloque en el Norte, entonces están
buscando realizar una adquisición y reproceso de la sísmica que pueda ser
completa para los dos bloques, para que tengan una mejor imagen a nivel
digamos un poco más regional. Eso pues depende del tercero que les vaya
a ofertar este producto. Si ese producto es bueno, digamos en términos de
calidad y costo, tomarían ese escenario base. En caso de que no fuera ese
supuesto, entonces tomarían la decisión de hacer la unión de estos bloques
que vemos aquí para hacer el reprocesado por ellos mismos y entonces por
eso es la diferencia que cambia. Si ustedes ven, hay un achurado aquí o un
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entramado que cubre toda esta parte del bloque, que ese es para el
escenario base. Y en el caso del escenario incremental, solamente estarían
abriendo un poco hacia el Sur este otro buffer para el reprocesado. Esa es
la diferencia que se tiene respecto de los dos escenarios que se están
marcando como escenarios operativos dentro del plan
Y los estudios asociados que vienen también dentro del Plan de Exploración
pues es, además de este reprocesado, la interpretación por supuesto de la
sísmica, pues es la evaluación, el desarrollo de plays, estudios post-mortem
de los pozos que están en el área y algunos otros, la maduración de
prospectos y el modelo de depósitos y restauración estructural. Son los
principales estudios que estarían realizando en esta área.
Ahora bien, entonces vemos los cronogramas de ambos escenarios. Van a
ver que son prácticamente idénticos. Lo único que está cambiando pues es
justamente el reprocesado de la sísmica. En este caso, para el escenario
base tenemos reprocesado de sísmica en esta sección. Y aquí se movieron
estos cuadros, no es lo mismo que estamos viendo en la pantalla,
seguramente lo que ustedes tienen impreso tampoco, pero bueno, esos
hacen referencia. Este cuadro que está aquí movido, la verdad es que no
tengo claro de dónde salió, pero bueno, no le hagan mucho caso a estos
cuadros que están ahí volando. Parece que hubo ahí un problema con la
lámina. El cambio principal es después de llevar a cabo estos estudios
petrofísicos y geológicos que se llevan en la primera parte de yacimientos
análogos, es importante mencionar que ellos están tomando como un
campo análogo el campo Arenque.
El campo Arenque se localiza también en la parte de aguas someras, nada
más que hacia el Norte, más o menos a 150 km de este bloque y es una de
las diferencias fundamentales de este concepto geológico. Sabemos
nosotros que el desarrollo de la Faja de Oro pues es a nivel del Cretácico
principalmente, no obstante Arenque tiene un desarrollo a nivel de
Jurásico principalmente. Entonces ellos están considerando como un
yacimiento análogo Arenque y están viendo si esos mismos fenómenos
geológicos que se dieron en Arenque pueden ocurrir aquí. ¿Por qué?
Porque justamente uno de los pozos que se perforaron ahí que fue el Boga-
1, no, perdón, el Tritón-1 llegó al basamento. Entonces quiere decir que el
basamento está muy cercano en esta parte del borde oriental de la
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plataforma de Tuxpan. Entonces eso quiere decir que entonces podríamos tener esos fenómenos de los bancos oolíticos que se desarrollan sobre los altos del basamento, que es lo mismo que pasa en Arenque. Entonces es lo que están buscando ellos a ver si es el mismo concepto lo que se desarrolla en este bloque. Por eso es que lo toman como un yacimiento análogo.
Después harían entonces la interpretación de la sísmica y el reprocesado de este producto, el mapeo de las áreas prospectivas, el reprocesamiento de datos magnéticos que está en función del área que vayan a tomar como sísmica, porque también tendrán la misma área para reprocesar datos magnéticos, será igual, en cuanto a dimensiones quiero decir. Y los estudios estratigráficos del Cenozoico, están también pensando hacer un estudio del Cenozoico para ver la prospectividad también de esa zona. No es algo que se haya estudiado en la región, entonces estarían viendo a ver si sobre todo a nivel del Paleógeno hay prospectividad de esta zona. Los modelos de depósitos, restauraciones estructurales y modelado de cuencas, que es lo que se hace al final. Entonces si vemos en la siguiente.
Lo que observamos únicamente es el movimiento de esta sísmica. Entonces si no está el producto como ellos creen que pueda estar, entonces tomarían la decisión de llevar a cabo el escenario incremental y entonces eso lo harían en un tiempo posterior. Esa es la única diferencia que se marca. Esa es la diferencia, que es lo que decíamos al principio que, de acuerdo con el escenario base y el escenario incremental, la diferencia es simplemente los datos sísmicos de entrada para ...
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ya lo pusieron bien.
DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- En la que sigue. Es que en la que sigue, sí, por alguna razón no salen los bloquecitos azules, pero bueno. Entonces ellos lo que han identificado de momento son un par de leads que están a nivel del Kimmeridgiano justamente. Como les decía, es la parte a la que le tienen puesto el objetivo desde el punto de vista geológico. La profundidad de los objetivos andará alrededor de 5,200, 5,150 metros y el recurso prospectivo está catalogado en estos rangos y la probabilidad geológica pues es muy baja porque lo que se tiene de información a este nivel es todavía muy reducido. Por eso es que se tiene que avanzar en la cadena de valor.
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Ahora bien, vemos en la siguiente lámina el desglose de las unidades de trabajo. Estas unidades de trabajo lo que consideran pues es la compra de información al Centro, el reprocesado de la información sísmica de acuerdo con las dimensiones del bloque y después la interpretación sísmica y la evaluación de los recursos prospectivos. De manera que con esas actividades, tanto en el escenario base que considera un área relativamente más pequeña para el procesado y para el escenario incremental, pues entonces serían un poco más de unidades. En ambos escenarios se cubre lo que está establecido por contrato como unidades de trabajo.
También revisamos entonces en la que sigue vamos a ver la revisión que hicimos de los programas asociados. Hay un programa asociado respecto del Programa de Cumplimiento de Contenido Nacional y uno de transferencia de tecnología. En ambos casos recibimos la opinión favorable de la Secretaría de Economía al respecto. También consultamos a la ASEA respecto del Sistema de Administración de Riesgos y sabemos que el regulado tiene su Clave Única de Registro de Regulado, por lo que se da cumplimiento a esa parte. Ahora bien, si me lo permiten darle la palabra a la licenciada Reynoso para que nos explique cómo está el Programa de Inversiones de este plan por favor.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, licenciada.
DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE PROSPECTIVA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, LICENCIADA CYNTHIA LARISSA REYNOSO CERECEDA.- Muchas gracias Comisionada. Comisionados, buenas tardes. Les presento a continuación el Programa de Inversiones presentado por el operador para su Plan de Exploración, el cual es de 10.9 millones para el escenario base y 13 millones de dólares para el escenario incremental. Respecto a la desagregación y la descripción de los costos que nos presenta el operador por subactividad petrolera, encontramos que la subactividad de general se refiere a las oficinas, el análisis de la información y el equipo técnico. La subactividad de geofísica a la interpretación y el reprocesamiento de sísmica. La geología estudio estratigráfico y los estudios regionales. Y, por último, lo relacionado a la línea base ambiental en la parte de seguridad, salud y medio ambiente. Gracias.
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DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Gracias Larissa. Como ustedes saben, también además del Plan de Exploración está la obligación contractual de que en la presentación de este Plan de Exploración se presente el Primer Programa de Trabajo y su presupuesto. Entonces les presentamos también el Primer Programa de Trabajo tanto para el escenario base como para el escenario incremental. Y básicamente aquí pues solamente están desagregando las actividades y tareas que se llevarían a cabo para el primer año contractual, que incluye lo que consideró 2018 y todo el 2019. Entonces vemos las mismas actividades que ya habíamos platicado en el cronograma anterior referente a la subactividad general que son administración, la subactividad de geofísica, que es el reprocesado e interpretación de los datos, la subactividad geología, donde están los estudios que habíamos visto y la subactividad de seguridad, salud y medio ambiente, que son los estudios de impacto ambiental que ya nos refería la licenciada Reynoso ahorita. Y en ambos casos pues son las mismas actividades, únicamente lo que decíamos hace rato. Dependiendo de cuál es el producto sísmico que vayan a utilizar, uno empieza antes o uno empezaría después, por eso es que está este desfase aquí. Esa es la diferencia en los dos Programas de Trabajo asociados al Primer Programa de Trabajo por supuesto.
Y bueno, entonces para ese Primer Programa de Trabajo, también está el Programa de Inversiones. Y si recuerdan de lo que nos presentaba la licenciada Reynoso, únicamente aquí está cortándose ese Programa de Inversiones al año de 2019, de manera que se consideran 4.1 millones de dólares para el escenario base y 3.3 millones de dólares para el escenario incremental, lo que llevarían hasta 2019 como Programa de Inversiones asociado al Primer Programa de Trabajo.
Bueno, perdón, estas eras las conclusiones del presupuesto que siempre el área de aquí de prospectiva y evaluación económica nos hace el favor de revisar, que están apegadas, que hay una congruencia entre el Plan de Exploración y el Primer Programa de Trabajo, además de que son razonables los costos y que es consistente con los requisitos del contrato y que además se enmarca en las mejores prácticas de la industria.
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Y como conclusiones entonces del Plan de Exploración, lo que observamos es que pues de acuerdo con las actividades que está planteando el operador, pues efectivamente vemos que están encaminadas a cumplir el objetivo del plan, que es contar con esa cartera de prospectos jerarquizada que les permita entonces avanzar en la siguiente fase exploratoria que es la de incorporación de reservas y eventualmente pues perforar algún pozo en el área.
La aplicación de las metodologías y las tecnólogas que presentan como parte de los trabajos que estarían realizando consideramos que son adecuadas de acuerdo con el nivel de conocimiento que se tiene en el área y la cadena de valor o la etapa de la cadena de valor en la que se encuentra el área. Y bueno, básicamente esas actividades ayudarían por supuesto a reducir la incertidumbre geológica y precisar el riesgo exploratorio que en esta zona, si bien es una zona en donde aparentemente hay mucha información y ha habido algo de actividad, sí hay mucho riesgo todavía a nivel exploratorio de lo que puede existir o no en esta zona. Y bueno, vemos que está cumpliéndose a nivel de las unidades de trabajo contractualmente.
Por eso es que - si pasamos a la siguiente - el dictamen técnico que traemos a ustedes advertimos que es técnicamente factible, toda vez que, además de cubrir estas actividades que ya platicamos, también cubre con toda la parte normativa, por lo que sometemos a su consideración la aprobación del Plan de Exploración, el Primer Programa de Trabajo y el presupuesto asociado a este del contrato CNH-R03-L01-G-TMV-03/2018.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias maestro Hernández. ¿Algún comentario? Comisionado Martínez, por favor.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Gracias doctora Alma América. Me gustaría que pusieran la lámina en donde está la propuesta incremental y la base, en donde están los montos a erogar, en donde están los gastos generales, los gastos de exploración, los gastos de seguridad y protección al medio ambiente.
DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Es la 12. Esa.
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COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Esa. Pues se observa que, bueno, me voy al escenario base para tener una base de discusión, pero es lo mismo para uno o para otro. En el escenario base en el año, bueno, en total para 2018-2023 en general hay un presupuesto de 4,607,000 dólares. Eso casi, casi se equipara, es un poquito menor, pero con lo que es la base del negocio que es la geofísica y la geología. Y también se observa que en seguridad se gasta un millón de dólares, que pues es una parte importante del total del proyecto. Nos podrían comentar por qué tanto gasto en seguridad, salud y medio ambiente y en general y por qué no vemos más gastos en la parte del core business, de lo que es el núcleo del negocio. Y a qué se refieren esto de los generales otra vez, que de repente ahí meten cosas que cada operador lo maneja de forma diferente.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Licenciada Reynoso. óí?
DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE PROSPECTIVA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, LICENCIADA CYNTHIA LARISSA REYNOSO
CERECEDA.- Sí. Con relación a la descripción de los costos que se encuentran en estos rubros, tenemos el análisis de información, la elaboración del Plan de Exploración, las rentas de oficinas, mantenimientos, suministros, comunicaciones, seguridad, sistemas electrónicos, salarios, equipo de trabajo técnico, entrenamientos, así como gastos administrativos.
Por su parte, hicimos el análisis de los rangos de referencia y es comparable con los contratos que se han aprobado en este Órgano de Gobierno y que tienen características similares al proyecto. Y con relación al porcentaje de general que solemos ver en proyectos parecidos sin perforación, de exploración de aguas someras, encontramos que se encuentra dentro del promedio que es el 37% lo que hemos identificado que se estima para la parte de general de los proyectos.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- La preocupación es que esto es un Contrato de Producción Compartida y se observa que hay gastos muy fuertes, por ejemplo en seguridad, salud y medio ambiente. Ya se explicó la parte de general, pero los gastos son casi comparables a los que se dan en las otras áreas que son las fundamentales que significan la exploración. La parte del contrato es exploratorio, entonces uno pensaría que los mayores gastos serían en exploración, que tienen que ver con la parte de
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la geología, con la geofísica. Pero pues no, son el 40% del total y la mayor parte es general y medio ambiente. Y yo creo que una de las consideraciones básicas que hemos hecho aquí en varias ocasiones es que tenemos que tener la supervisión acerca de cómo se va desarrollando el proyecto, de tal forma que podamos buscar ahorros para el Estado, porque ojalá y todo lo que ellos hagan resulte productivo y tengan aceite, hidrocarburos produciendo. Y a partir de esos hidrocarburos, pues tendrían que pagarse los gastos que se dieron como antecedente, lo cual parte le corresponde al Estado y parte le corresponde a la empresa. Es por eso que me llama la atención. Si fuera un Contrato de Licencia, bueno, pues finalmente ellos pueden pagar los salarios que quieran, contratar las oficinas que quieran, contratar los sistemas que quieran y hacer los estudios que quieran.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Correcto. Si, maestro Hernández.
DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Nada más para dar mayor detalle de lo que ya dijo la licenciada Reynoso y que lo expresó, pero me gustaría decir para esta parte que decía ella de recopilación de información para general, ahí el contratista está incluyendo las licencias tanto de los pozos como de la sísmica al Centro Nacional de Información. Entonces son de esas.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- ¿Cuánto es eso?
DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- No, yo no tengo el monto aquí, disculpe doctor.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- No, si eso son 2 millones de dólares, pues ya se arregla todo. ¿Verdad?
DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Pero debe ser un monto importante por la información que se están llevando digamos. Entonces son de esos elementos que pueden parecer un poco disociados que en general aparezca de repente una compra de información técnica, entonces que a lo mejor debería verse reflejado en otro rubro. Sin embargo, dado el
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catálogo con el que se maneja la desagregación de costos, pues debe de quedar ahí. Entonces esa es una situación que también, que se puede dar en el seguimiento por supuesto.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Lo que se ve en la tabla, si uno revisa general, más o menos son constantes. Eso es costos de operaciones. Eso tiene que ver seguramente en mayor parte, estoy haciendo un análisis sin tener los datos reales, pero son los gastos de los salarios, de los sistemas, de la renta de las oficinas, de los viajes, etc., etc., etc. Posiblemente eso se vería reflejado en lo que nos dice el maestro Rodrigo Hernández muy al principio. Pero bueno, mi postura es que supervisemos en la forma adecuada todos esos contratos de tal forma que busquemos el que sean eficientes. Ahora bueno, pues alguien puede decir, ¿y qué pasa si no encuentran hidrocarburos? Pues todo eso es a fondo perdido por parte del operador, es una inversión. Ojalá y encuentren hidrocarburos y tengamos a lo mejor posibilidades de eficiencia.
Y ya lo dijimos en alguna otra ocasión. Seguridad, salud y medio ambiente es algo que contractualmente ellos tienen que hacer al inicio cuando toman el área contractual. Tienen que tener una línea base y lo que se ve ahí es que en el 2018 se gastaron un millón de dólares. Ya se lo gastaron y fue para hacer la línea base. Pero realmente las operaciones no van a iniciar pues seguramente que, digo, las operaciones a actividad física no van a iniciar hasta después de 2024. Entonces bueno, el contrato así lo plantea y el tener inversiones tan tempranas dentro del proyecto finalmente afectan la rentabilidad. En la medida que pudiéramos mandarlas más adelante, que fueran más eficientes, pues tendríamos una mejor rentabilidad. Ya se ha contestado aquí en muchas ocasiones es parte del contrato, pero imaginemos en algún momento que pudiéramos mover eso en el tiempo. Ya lo gastaron, aquí es algo que ya hicieron. Pero estas áreas de oportunidad son las que estamos o las que tenemos que estar viendo también como Comisión porque finalmente somos socios de este proyecto. Y termino diciendo ojalá y tengan mucho éxito y logren encontrar en esos dos prospectos /eads de aceite, mucho aceite, que además es de buena calidad. ¿Verdad? ¿Arenque qué grados API tiene? Es medio mediano, ¿no?
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DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- No es tan ligero, exactamente. Ahorita pues buscamos el dato.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Muchas gracias.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK. ¿Algún otro comentario? Si, doctor Monroy.
TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN Y SU SUPERVISIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Si, si me permiten agregar un comentario en la misma línea que el doctor Néstor lo está haciendo. Aunque en esta área, en el área contractual no se ha perforado ningún pozo como dijimos, hay campos aledaños, campos que ya han tenido producción y que tienen toda la información de pozos. Es decir, esta área no es un área donde no se conozca el sistema petrolero, no es un área frontera tampoco a excepción de la parte más este. Entonces estos años que, aunque contractualmente efectivamente ellos pueden irse hasta el 2023 para cumplir sus unidades de trabajo, pues sí, como en otras ocasiones hemos recomendado aquí en estas sesiones de Órgano de Gobierno, pues invitar a este operador que estas actividades se puedan agilizar porque es muchos años. Si ven, son muchos años estudiando la sísmica, son muchos años haciendo un modelado, etc., cuando ya hay información. Hay información de los plays que ya están probados al lado norte y sur también, y hay también información de producción cercanas a ellos, no dentro, pero sí cercano de ellos. Entonces yo sí también pues invitaría a en este caso al operador a poder cuando menos en el área oriente empezar a trabajar más rápidamente en su cartera de prospectos y poder inclusive pues perforar algún pozo.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Claro. Yo tengo una duda. Si nos vamos a la lámina 14. En el Primer Programa de Trabajo es el que también se está aprobando el día de hoy o se está proponiendo a su aprobación. Aquí está puesto el escenario base y el incremental. El día de hoy, bueno, estamos ya pasando el segundo, digamos, estamos para el segundo semestre, o sea, estaríamos entrando al tercer trimestre de lo que está marcado ahí. Supongo que hay trabajos, porque así lo permite el contrato, que han comenzado a realizar.
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A mí me llama la atención que en el caso de la sísmica nosotros todavía tengamos la incógnita si se van por el escenario base o el incremental y por lo tanto que estemos presentando estos dos escenarios al tercer trimestre del año dado que nos están presentando esto para una autorización. O sea, ¿por qué? O sea, dado que estamos en esta sesión, no sabemos si se van por el base o el incremental. O sea, porque si ya estamos en este momento, deberíamos de estar aprobando el incremental si es que no lo han hecho la parte del reprocesado sísmico. ¿No? O sea, ¿por qué estamos presentando dos escenarios?
DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Sí. En efecto eso fue algo que comentamos digamos previo a venir a la sesión. El tema es pues el momento en el que ellos presentan el Plan de Exploración. Entonces para aquel momento todo esto ocurría digamos en el futuro.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Está correcto?
DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Entonces lo que sí tenemos certeza total es que no han tomado la decisión sobre el escenario base o el incremental. Entonces lo que le estamos pidiendo, al igual que en otros casos, es que se actualicen como parte de esto, que se actualicen los cronogramas para que evidentemente estas actividades que aparentemente ya ocurrieron y que no han ocurrido pues las veamos ahora sí en su calendario real.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Pero entonces el Primer Programa de Trabajo no sería necesariamente este? O sea, porque yo entiendo que hay cosas que ya iniciaron y hay otras que no. ¿o no han iniciado nada?
DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Algunas actividades de gabinete ya iniciaron, pero en particular la parte de la sísmica que es la que nosotros nos preocupó mucho pues por lo que representa tanto en unidades como detonante de otras actividades, esa no ha sido iniciada. Esa sí estamos certeros de que no ha sido iniciada y por lo tanto justo como ese es el punto
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de flexión para tomar un escenario o el otro, por eso es que todavía se someten a aprobación los dos escenarios. Es por esa razón.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Bueno, entonces lo que pasa es que a mí me llama la atención que esté 2018. O sea, ese es el punto entonces. O sea, dice 2018 y 2019, entonces debería de estar primer trimestre, segundo trimestre. O sea, porque aquí estamos aprobando algo. Parecería, o sea, que ya inició y es el Primer Programa de Trabajo. Entonces, digo, esa es la confusión que yo traigo en este momento. ¿No?
DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- No, y que bueno que lo menciona doctora. Yo creo que vale la pena aclararlo, porque lo que sucede es que el contrato menciona como el Primer Programa de Trabajo al primer año contractual y el primer año contractual lo contabiliza a partir de la firma que fue 2018 y todo 2019. Por eso es que lo tenemos que presentar así, pero no necesariamente es que aprobemos actividades de 2018. Es porque el contrato define así digamos el primer.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Entonces lo que está contenido en este cronograma no lo estaríamos autorizando o cómo?
DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- No, sí se tiene que autorizar el Primer Programa de Trabajo.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Pero no tal cual está.
DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Exacto. Lo que vamos a pedir es una actualización, exacto.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Pero entonces se pone de manera explícita, ¿no? O sea, digo, porque a mí normalmente ya cuando estamos en estas alturas no autorizamos para el Primer Programa de Trabajo que sean dos escenarios. O sea, normalmente ya se autoriza un Programa de Trabajo porque aparentemente ya habría más certidumbre.
DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Si, en este caso sí estamos
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completamente seguros que no se ha tomado la decisión sobre el escenario, eso sí es cierto.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Bueno, entonces sí valdría la pena ponerlo de manera explícita porque habría cosas que quizá ya hicieron y hay otras que estarían desapareciendo de aquí. ¿No?
DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Lo ponemos. Yo recuerdo que ya lo traíamos, pero sino lo revisamos para que quede de manera explícito que están los dos escenarios.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK, muchas gracias. Comisionado Martínez.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Un comentario. Ahorita que tienen ahí esa lámina del Primer Programa de Trabajo, hay algo que se llama transferencia de tecnología. Donde dice en general, en el primer renglón, dice gastos de oficina, sueldos y salarios, transferencia de tecnología, responsabilidad social y evaluación de impacto social. Voy a suponer que todo esto ya sucedió y que estamos en el año 2023 y encuentran hidrocarburos y empiezan a producir. ¿Qué pasa con la transferencia de tecnología que ellos pagaron? ¿Se la dan a la CNH, es una cuestión a lo mejor de tipo legal o esa transferencia a dónde queda? Porque finalmente pues se va a pagar con los hidrocarburos del Estado. ¿No? Parte de todos estos gastos. ¿Hay algún mecanismo que esté planteado para poder tener la claridad de qué va a suceder con esto? O a lo mejor es algo que tenemos que llevar a la Secretaría de Economía para que podamos vislumbrar qué hacer. Porque si el proyecto está pagando transferencia de tecnología y el proyecto tiene dos dueños que es el operador y el Estado, entonces finalmente también el Estado debería de tener parte de esa transferencia de tecnología. Digo, no quiero que me contesten nada, nada más es una inquietud, pero creo que hay que analizar qué va a pasar.
Porque mucho hemos platicado aquí la transferencia de tecnología que es algo muy importante para el país y bueno, pues ellos lo están comprando, es parte del presupuesto y además parece ser que es por bastante tiempo, muchos trimestres, por casi un año y medio. No sé qué sea esa
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transferencia de tecnología. Si esa transferencia de tecnología son cursos, pues habría que también tener cuidado de cómo etiquetar ciertas cosas, porque un curso pues es una transferencia de conocimientos, no de tecnología. Pero bueno, creo que este comentario es válido para cualquier contrato que tengamos vigente y es algo que a lo mejor se tenga que ver desde el punto de vista legal y platicarlo con la Secretaría de Economía. Hasta ahí mi comentario.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Perdón, nada más para que por ejemplo esto sí cambió respecto al cronograma de actividades en escenario base e incremental que teníamos general. O sea, la parte de administración y gestión no lo tenían en el trimestre 4 del 2018. Si vemos el programa general, cualquiera, el 7 o el 8, la lámina 7 u 8, eso no estaba considerado iniciar. Así, miren. O sea, ah, no, perdón, yo estoy equivocada. Yo estaba viendo el primer renglón. OK, no, perdón. OK, sí, es otro rubro. OK, si no hay más comentarios, Secretaria Ejecutiva nos haría el favor de leer la propuesta de acuerdo."
No habiendo más comentarios, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, adoptó las Resoluciones y los Acuerdos siguientes:
RESOLUCIÓN CNH.E.53.001/19
Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba el Plan de Exploración, presentado por Deutsche Erdoel México, S. de R.L. de C.V., relacionado con el contrato CNH-R03-L01-G-TMV-03/2018.
ACUERDO CNH.E.53.002/19
Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII, y 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 31 fracción VIII y 44, fracción I de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, inciso f. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional deHidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad,emitió la Resolución por la que se aprueba el Plan de
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Exploración presentados por Deutsche Erdoel México, S. de R.L. de C.V., relacionado con el contrato CNH-R03-L01-GTMV-03/2018.
RESOLUCIÓN CNH.E.53.002/19
Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba el Primer Programa de Trabajo, presentado por Deutsche Erdoel México, S. de R.L. de C.V., relacionado con el contrato CNH-R03-L01-G-TMV-03/2018.
ACUERDO CNH.E.53.003/19
Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII, 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 31, fracciones VI y XII de la Ley de Hidrocarburos, así como en las Cláusulas, 10.2 y 15.2 del Contrato CNH-R03-L01-G-TMV-03/2018, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba el Primer Programa de Trabajo en sus dos escenarios, presentado por Deutsche Erdoel México, S. de R.L. de C.V., relacionado con el citado contrato.
RESOLUCIÓN CNH.E.53.003/19
Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba el Presupuesto asociado al Primer Programa de Trabajo, presentado por Deutsche Erdoel México, S. de R.L. de C.V., relacionado con el contrato CNHR03-L01-G-TMV-03/2018.
ACUERDO CNH.E.53.004/19
Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII, 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 31, fracciones VI y XII de la Ley de Hidrocarburos, así como en las Cláusulas 12.1
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y 15.2 del Contrato CNH-R03-L01-G-TMV-03/2018 el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba el Presupuesto asociado al Primer Programa de Trabajo en sus dos escenarios, presentado Deutsche Erdoel México, S. de R.L. de C.V., relacionado con el citado contrato.
No habiendo más asuntos que tratar, siendo las 12:40 horas del día 5 de septiembre de 2019, la Comisionada Porres dio por terminada la Quincuagésima Tercera Sesión Extraordinaria de 2019 y agradeció a los presentes su asistencia y participación.
La presente acta se firma y rubrica al margen de todas sus fojas por los Comisionados que en ella intervinieron, así como por la Secretaria Ejecutiva.
Alma Améric artínez Romero
Sergio Henrivier Pimentel Vargas Comisionado
Héctor Moreira Rodríguez Comisionado
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Carla Ga riel G9nzález Rodríguez se"fretaria Ejecutiva
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