Comisionado Ponente: Dr. Edgar Rangel Marzo, 2015 · (25 de febrero) para la información...

www.cnh.gob.mx www.ronda1.gob.mx 1

Comisionado Ponente: Dr. Edgar Rangel

Marzo, 2015

• Proceso general y comunicaciones.

• Criterios de aprobación.

• Análisis de información.

• Valor económico de las reservas.

• Descubrimientos.

• Tasa de restitución y relación reserva-producción.







• Tasa de restitución y relación reserva-producción



• Estima las reservas y contrata a los certificadores.

PEMEX

• Visto Bueno a los reportes de certificación de los terceros.

• Aprobación de los reportes de Pemex.

CNH• Registra los valores

de reservas.

• Publica los valores de reservas.

SENER

*De acuerdo al artículo Tercero Transitorio de la Ley de Hidrocarburos.


Actividad a Desarrollar2014 2015

Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar May Jun

Inicio del Proceso

Cronograma y plan de Trabajo Pemex/CNH/Terceros

Entrega de los reportes de Pemex y los Terceros 1P

Entrega de Proyecto de Dictamen 1P

Resolución 1P y entrega a SENER

Entrega de los reportes de Pemex y los Terceros 2P y 3P

Entrega del proyecto de Dictamen, Resolución 2P y 3P y

entrega a SENER


Oficio D00.-SE.-887/2014. Con Fecha de: 10 de Diciembre de 2014

La fecha prevista para la entrega a la Comisión de los valores finales de lasReservas de Hidrocarburos, tanto de PEMEX como de los TercerosIndependientes, será:

Reservas Probadas 1P:

Entrega de los reportes finales: Del 16 al 20 de febrero de 2015

Reservas 2P y 3P:

Entrega de los reportes finales: Del 11 al 15 de mayo de 2015


Tipo de Entrega Programa Estatus

Reportes Finales (1P) PEMEX y

Terceros Independientes

16 al 20 de Febrero de 2015

• 20 de febrero. Entrega de información de reservas 1P y solicitud de prórroga(25 de febrero) para la información correspondiente a las Regiones MarinaSuroeste y Norte (Terceros Independientes) SPE-050-2015.

• 23 de febrero. Respuesta a solicitud de prórroga para la informacióncorrespondiente a las Regiones Marina Suroeste y Norte; asimismo se solicitainformación faltante. 220.251/2015.

• 25 de febrero. Entrega de información de reservas 1P, referente a las RegionesMarina Suroeste y Norte, con excepción de los campos del Activo deProducción ATG; así mismo se solicita prórroga para entregar dichainformación el 27 de febrero de 2015. SPE-051-2015.

• 26 de febrero. Respuesta a solicitud de prórroga para la informacióncorrespondiente al Activo de Producción ATG. 220.276/2015.

• 2 de marzo. Notificación a PEMEX sobre el incumplimiento en la entrega de lainformación del Activo de Producción ATG. 220.306/2015.

• 6 de marzo. Entrega de información de reservas 1P relativa al Activo deProducción ATG. SPE-053-2015.

Cartas de certificación (firmadas y

apostilladas)

A más tardar el 6 de marzo de 2015.

• 6 de marzo. RMNE, RMSO, RNORTE, RSUR.

Con la información recibida, se realizó la suficiencia documental


Primer

Criterio

Segundo

Criterio

Tercer

Criterio

0.10Vol

VolVol

1PPemex Reservas

1Por Certificad Reserves1PPemex Reservas

05.0Vol

VolVol

1PNación la de Totales Reservas

1Por Certificad Reservas1PPemex Reservas

• Análisis del Órgano de Gobierno

Criterio inicial: reservas 1P por Activo


Primer

Criterio

Segundo

Criterio

Tercer

Criterio

0.10Vol

VolVol

1PPemex Reservas


05.0Vol

VolVol



Análisis del Órgano de Gobierno

Criterio inicial: reservas 1P por Activo


DiferenciasReservasde Aceite

Reservas de Gas

Reservas en PCE

1P 1P 1PRegión Marina Noreste < 10 % < 10 % < 10 %Cantarell > 10 % < 10 % > 10 %Ku-Maloob-Zaap < 10 % < 10 % < 10 %

Región Marina Suroeste <10 % > 10 % < 10 %Abkatún-Pol-Chuc < 10 % > 10 % < 10 %Litoral de Tabasco < 10 % > 10 % <10 %

Región Norte > 10% < 10% < 10%Aceite Terciario del Golfo > 10 % < 10 % > 10 %Burgos* > 10 % < 10 % > 10 %Poza Rica Altamira < 10 % > 10 % < 10 %Veracruz > 10 % < 10 % < 10 %

Región Sur < 10 % < 10 % < 10 %Bellota Jujo < 10 % < 10 % < 10 %Cinco Presidentes < 10 % < 10 % < 10 %Macuspana-Muspac < 10 % < 10 % < 10 %Samaria Luna < 10 % < 10 % < 10 %


Can

tare

ll

Ku

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den

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Mac

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ana

Mu

spac

Sam

aria

Lun

a

236.0

42.1

66.3

136.8

98.0

41.3

9.1 11.0

100.4

0.1 6.0 7.0

Diferencias Absolutas PCE (mmb)

>10%

>10%

>10%


Can

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ll

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246.1

19.9

45.5 51.4

106.0

13.40.6 5.5

68.1

3.9 1.7 2.9

Diferencias Absolutas Aceite (mmb)>10%

>10%

>10% >10%


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43.0

129.9117.7

434.3

57.3

144.1

37.916.5

128.3

11.8 18.1 7.8

Diferencias Absolutas Gas (mmmpc)

>10%

>10%

>10%


Primer

Criterio

Segundo

Criterio

Tercer

Criterio

0.10Vol

VolVol

1PPemex Reservas


05.0Vol

VolVol



Análisis del Órgano de Gobierno


ActivoDiferencias (%) Participación nacionalReservaAceite

ReservaGas

Reserva PCE

Segundo Criterio ≤ 5% 1P 1P 1PCantarell 2.5 0.3 1.8Ku-Maloob-Zaap 0.2 0.8 0.3Abkatún-Pol-Chuc 0.5 0.8 0.5Litoral de Tabasco 0.5 2.8 1.1Aceite Terciario del Golfo 1.1 0.4 0.8Burgos 0.1 0.9 0.3Poza Rica Altamira 0.0 0.2 0.1Veracruz 0.1 0.1 0.1Bellota Jujo 0.7 0.8 0.8Cinco Presidentes 0.0 0.1 0.0Macuspana-Muspac 0.0 0.1 0.0Samaria Luna 0.0 0.1 0.1

Todas las diferencias fueron menores al 5%

*Los porcentajes sombreados representan a aquellos que en el primer criterio exceden el 10% de diferencias.


CategoríaCifra Aceite

mmbCifra Gasmmmpc

Cifra PCEmmb

Total 1P 9,711.0 15,290.5 13,017.4

2015

CategoríaCifra Aceite

mmbCifra Gasmmmpc

Cifra PCEmmb

Total 1P 9,812.1 16,548.5 13,438.5

2014


RegiónCifra de Aceite

mmb

Marina Noreste 5,475.3

Marina Suroeste 1,442.1

Norte 860.6

Sur 1,933.0

Total 9,711.0

RegiónCifra de Gas

mmmpc



Norte 3,313.2

Sur 5,330.5

Total 15,290.5

RegiónCifra de PCE

mmb



Norte 1,520.2

Sur 3,258.0

Total 13,017.4


0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

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1,1

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1.5

31

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23

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23

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16

5.7

13

,01

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0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

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0

2,000

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14,000

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■ RMNE■ RMSO■ RN■ RS


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0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

450,000

MarinaNoreste

MarinaSuroeste

Sur Norte Acumulado

224,765.7

101,394.5

77,033.325,945.2

429,138.8

*Suma aritmética del VPN @10% SEC, antes de impuestos


*Suma aritmética del VPN @10% SEC, antes de impuestos

0

50,000

100,000

150,000

200,000

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25

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2,6

94

.8

42

9,1

38

.8

■ RMNE

■ RMSO

■ RN

■ RS


Región Activo Campo Pozo Tipo de FluidoReservas probadas

Aceite(mmb)

Gas natural(mmmpc)

PCE(mmpce)

64.0 98.0 85.2Región Norte 0.0 52.9 10.4

Burgos 0.0 52.9 10.4Tangram Tangram-1 (*) Gas seco 0.0 17.4 3.3Céfiro Céfiro-1 (*) Gas seco 0.0 24.5 4.7Santa Anita Santa Anita-501 Gas húmedo 0.0 4.3 0.9Santa Anita Santa Anita-601 Gas húmedo 0.0 6.7 1.4

Región Sur 64.0 45.1 74.8Bellota-Jujo 63.9 44.4 74.6

Santuario Bloque NE Santuario-401 Aceite ligero 63.9 44.4 74.6Macuspana-Muspac 0.1 0.7 0.3

Arroyo Zanapa Arroyo Zanapa-201 Aceite ligero 0.1 0.7 0.3

(*) Shale gas


Reservas 1P al 1 enero de 2015

Aceite(mmb)

Gas natural

(mmmpc)

PCE(mmb)

Shale Gas 0.0 41.9 8.1

Convencional 64.0 56.1 77.264.0 98.0 85.2






• Tasa de restitución y relación reserva-producción.



Integral1P

Descubrimientos1P

Aceite Gas PCE Aceite Gas PCE

88.6% 47.2% 67.4% 7.2% 4.1% 6.6%

Tasa de restitución

1P Aceite 1P Gas 1P PCE

Relación Reserva-Producción (años) 11.0 6.4 10.1

Relación Reserva-Producción


*DDDR=Descubrimientos + Delimitaciones + Desarrollos + Revisiones

𝐷𝐷𝐷𝑅

𝑃𝑟𝑜𝑑 2014=

870.4

1,291.4= 67.4 %

Tasa de restitución integral 1P

𝐷𝑒𝑠𝑐𝑢𝑏𝑟𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜𝑠


85.2

1,291.4= 6.6 %

Tasa de restitución Descubrimientos 1P85.2 52.1

572.1

161.0

870.4

Descubrimientos Delimitaciones Desarrollos Revisiones DDDR

Balance de reservas 1P (mmbpce) 2015

𝐷𝐷𝐷𝑅


903.4

1,333.2= 67.8%

Tasa de restitución integral 1P

𝐷𝑒𝑠𝑐𝑢𝑏𝑟𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜𝑠


101.8

1,333.2= 7.6%

Tasa de restitución Descubrimientos 1P101.8

-22.9

655.4

169.1

903.4

Descubrimientos Delimitaciones Desarrollos Revisiones DDDR

Balance de reservas 1P (mmbpce) 2014


2010 2011 2012 2013 2014 2015

PCE 77.1 85.8 101.1 104.3 67.8 67.4

Aceite 101.6 72.5 85.4 105.1 71.6 88.6

Gas 67.5 119.6 96.2 93.6 77.3 47.2

0

20

40

60

80

100

120

Tasa Restitución Integral Nacional 1P (%)

*Los datos corresponden al día 1 de enero del año indicado.


2010 2011 2012 2013 2014 2015

PCE 28.2 16.7 11.3 9.9 7.6 6.6

Aceite 29.1 14.5 12.5 9.6 7.3 7.2

Gas 22.1 17.8 6.9 8.9 6.9 4.1

0

5

10

15

20

25

30

Tasa Restitución Descubrimientos Nacional 1P (%)

*Los datos corresponden al día 1 de enero del año indicado.


Resultado de los procesos mencionados en el presente dictamen, los valores dereservas de hidrocarburos presentados por el grupo de trabajo al Órgano de Gobiernoson los siguientes:

Valores de Reservas 1P por Activo 2015

ActivoCifra del país

Aceitemmb

Cifra del país Gas

mmmpc

Cifra del paísPCE

mmbpce

Cantarell 1,875.8 1,160.3 2,114.7Ku-Maloob-Zaap 3,599.5 1,421.3 3,897.2Abkatún-Pol-Chuc 613.2 1,128.4 820.3Litoral de Tabasco 828.9 2,936.8 1,407.0Aceite Terciario del Golfo 601.9 950.8 801.5Burgos 7.8 1,536.3 319.0Poza Rica-Altamira 196.5 246.9 233.9Veracruz 54.4 579.2 165.7Bellota-Jujo 786.6 1,616.7 1,197.3Cinco Presidentes 188.6 262.4 238.0Macuspana-Muspac 82.6 1,029.6 318.8Samaria-Luna 875.2 2,421.8 1,504.0Total 9,711.0 15,290.5 13,017.4

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Aprobar la resolución CNH.E.04.001/15 relativa a los reportes deevaluación o cuantificación de las reservas 1P de hidrocarburos,elaborados por Petróleos Mexicanos y los reportes finales de lascertificaciones de las mismas realizadas por tercerosindependientes.

42www.cnh.gob.mx www.ronda1.gob.mx

Comisionado Ponente: Dr. Edgar Rangel Marzo, 2015 · (25 de febrero) para la información...

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