Contratos Integrales EP Anexos 3, 6 y 15 y temas ... -...
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Aviso
2
La información que se comparte en estos talleres se distribuye exclusivamente con laintención de intercambiar algunas ideas y consideraciones iniciales con respecto a ciertosaspectos técnicos, económicos o legales que serán el objeto del otorgamiento de loscontratos de servicio para la ejecución de servicios relacionados con la evaluación, desarrolloy producción de hidrocarburos. Para tales efectos, estos talleres no estarán sujetos a unprotocolo, por lo que la información generada no constituye una oferta para presentar unapropuesta o para otorgar cualquier contrato, para adquirir cualquier compromiso o servicioreferido en este documento, ni implica asumir ninguna clase de obligación por parte de PEP.Los interesados podrán obtener asesoría independiente para la evaluación y revisión quejuzguen convenientes, a través de sus propios expertos en materia impositiva, contable,financiera, comercial y/o cualquier regulación existente. La información se distribuye parafines promocionales con el objeto de obtener retroalimentación de la industria y otrosinteresados. La publicación de la información no implica compromiso alguno de convocar nide aceptar las sugerencias recibidas. Por lo anterior, PEP no asumirá responsabilidades pordeficiencias, inexactitudes o faltantes en la información que presente en dichos talleres.
www.pemex.com/contratos 3
I. Modelo económico
II. Registro financiero
III. Abandono y otros temas financieros
www.pemex.com/contratos 4
I. Modelo económico
II. Registro financiero
III. Abandono y otros temas financieros
www.pemex.com/contratos 5
Modelo general
Tarifa por barril
Flujo de efectivo disponible
Incentivos
Comentarios finales
www.pemex.com/contratos
Principios y premisas
6
Derechos sobre hidrocarburos:
producción y reservas propiedad
de la Nación
Contrato de servicios
Remuneración a través de una
tarifa por barril, usos de la
industria y bajo un precio
cierto
Alineación de intereses
Incentivos al ahorro y a la
producción
Flujo de efectivo no negativo para
Pemex
Pemex predetermina los
parámetros económicos, el modelo
se cierra a través de una variable
única de licitación: la tarifa por
barril
Asignación a través de licitación
pública
Términos y mecanismos
generalmente aceptados por la
industria petrolera
Principios Premisas
www.pemex.com/contratos 7
Fases y duración
2 max
De 0 hasta 25 años
EvaluaciónFase
Duración
Alcance
Área
Desarrollo y producción
Programa mínimo de
evaluación
Dos posibilidades:
Viabilidad de
desarrollo: plan
No viabilidad:
terminación
Plan de desarrollo, programas anuales de trabajo, presupuestos
Obligación mínima de trabajo
Trabajos de desarrollo
Trabajos de producción
Abandono
Extensión
Reducción voluntaria del área
Inversión mínima en actividades
para probar técnicas para
incrementar productividad
Inversión mínima por un monto relacionado con la reserva a
extraer en el área
www.pemex.com/contratos
Modelo económico
8
Ingreso del contratista = producción x tarifa ($/b) + 0.75 gastos elegibles(+ producción base predefinida * 0.21 tarifa ($/b))
(+ manejo de producción exterior * 0.10 tarifa ($/b))
Sujeto a:
• Barril en punto de medición
• Flujo de Efectivo Disponible (FED): mecanismo que asegura que
PEMEX cubra sus obligaciones fiscales y obtenga flujo no negativo después
de impuestos
La diferencia entre el monto a pagar y el FED se acarrea al siguiente año
El límite económico, implícito en los términos contractuales, determina monto y
plazo
La producción base corresponde a la producción actual de las áreas con una
estimación de la correspondiente declinación
www.pemex.com/contratos
Modelo económico, ejemplo
9
Año1:
q (mmbce)
4.3
2.4q1 (incremental)
q2 (base)P = 76 usd/b
Tarifa = 6 usd/b
En caso de que el
FED no sea
suficiente para
cubrir el total, la
diferencia será
acarreada (carry
forward)
Sísmica = 3
Perforación = 17
Estudios = 1
Workovers = 9
30
Opex = 10
Total = 40
Gastos recuperables = 75% * 40 = 30.0
21% tarifa* producción base = 21% * 6 * 4.3 = 5.4
Tarifa* producción incremental = 6 * 2.4 = 14.4
Total = 49.8
www.pemex.com/contratos 10
Modelo general
Tarifa por barril
Flujo de efectivo disponible
Incentivos
Comentarios finales
www.pemex.com/contratos
Tarifa por barril
La tarifa por barril será ofertada por los licitantes
PEP tendrá, por su parte, precios de reserva máximos y mínimos
El licitante con base en los términos y condiciones del contrato, la
información técnica de las áreas, el modelo y los parámetros
económicos define la tarifa por barril a ofertar
11
www.pemex.com/contratos 12
Ajuste de tarifa por inflación
Se parte de una tarifa base
Cada seis meses se aplicará un
mecanismo de ajuste contra los
efectos de la inflación
Índice para ajuste de costos
50% Precios productor
25% Perforación de pozos de crudo y gas
8% Hierro y acero
8% Diesel
5% Actividades de apoyo a operaciones
de crudo y gas
4% Maquinaria y equipo para campos de
crudo y gas
Los índices empleados son publicados
por el US Bureau of Labor Statistics
Cada semestre, se calculará el
promedio de los índices para
los seis meses previos y se
comparará con la base
Ajuste promedio semestral
0.8
1.2
1.6
2.0
2004/01
2005/01
2006/01
2007/01
2008/01
2009/01
2010/01
www.pemex.com/contratos 13
Ajuste por factor R
Tarifa por barril con una pendiente decreciente continua
Ajustes a la tarifa por barril con base en la relación entre ingresos
acumulados y gastos acumulados
La Tarifa por Servicios de Producción se ajustará de acuerdo con el
factor de ajuste de la tarifa (FAT), de acuerdo con lo siguiente:
Factor R FAT
0, 1.5 100%
1.5<R<2.5 Interpolación lineal
R>=2.5 60%
1
1
1
1
t
i
i
t
i
i
t
acontratistdelGastos
onesRemuneraci
R
0%
20%
40%
60%
80%
100%
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3
% de la t
ari
fa
Factor R
www.pemex.com/contratos14
Factor R, ejemplo
Tarifa = 6 usd/b
Para t=11
Periodo(t)
q
(mmbce)
Costo
(mmusd)
75% gastos
elegibles (mmusd)
Tarifa*q
(mmusd)
1 4.2 66 49.5 25.2
… … … … …
10 7 16 12 42
Total 56 410 307.5 336
57.1410
3365.30710
1
10
111
i
ii
Gastos
onesRemuneraci
Rfactor
83.56*972.0
%2.97%100)5.157.1(5.15.2
%100%60
11
11
Tarifa
tarifalaaAjuste
www.pemex.com/contratos15
Ajuste a la tarifa, ejemplo
Producción, mismo costo
0
500
1000
1500
2000
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25
Cost
Remuneration
0
500
1000
1500
2000
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25
Cost
Remuneration
Caso base
Flujos acumulados
(MMdls)
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25
Factor R
Caso VPN/VPI
Base 29%
q 56%
Ajuste a la
tarifa (%)
60
70
80
90
100
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25
www.pemex.com/contratos 16
Ecuación del proxy del precio
p = [ 0.00838°API + 0.68 ] * WTS + 0.1607 °API – 6.03
WTS = promedio de las cotizaciones alta y baja del West Texas Sour del mes anterior al mes
correspondiente al cálculo, publicadas por Platts Crude Oil Marketwire empleando Midland
como lugar de referencia, en dólares
Los grados API se determinan con base en información disponible o, en su defecto, en la primera
producción.
0
20
40
60
80
100
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
$/bIstmo (33.4 °API)
HistóricoCalculadoWTS
0
20
40
60
80
100
19
90
19
92
19
94
19
96
19
98
20
00
20
02
20
04
20
06
20
08
20
10
$/bMaya (21.8 °API)
Histórico
Calculado
WTS
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Términos del gas
La equivalencia del gas con respecto al aceite queda definida en términos económicos
en lugar de emplear una equivalencia calorífica
Pgas = Precio de gas (usd/mpc)
PWTS = Precio de WTS (usd/b)
Tarifa por servicios de producción de gas en usd/mpc = 1/16 tarifa por servicios de
producción en usd/b
A partir de 2012, el factor de equivalencia se modificará anualmente con el promedio del
cociente de los precios del WTS y el Henry Hub de los dos últimos años
16
WTSgas
PP
0
5
10
15
20
25
ene
-00
ene
-01
ene
-02
ene
-03
ene
-04
ene
-05
ene
-06
ene
-07
ene
-08
ene
-09
ene
-10
ene
-11
Relación WTS/HH
Real Promedio anual
www.pemex.com/contratos 18
Modelo general
Tarifa por barril
Flujo de efectivo disponible
Incentivos
Comentarios finales
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Régimen fiscal para campos maduros
A partir de 2011, aplica un régimen especial para una parte del volumen de producción
de los campos marginales enumerados en la Ley Federal de Derechos (LFD). Este
volumen fue definido por SHCP en función de la reserva 1P y la producción actual de
cada campo.
Las áreas por licitar contienen campos que pertenecen tanto a este régimen, como al
régimen general
General Especial
Sobre los ingresos brutos 10% 15%
52% sobre (P-60)q
Sobre ingresos menos
deducciones
71.5% 30%
Cost cap 6.5 usd/b 32.5 dls/b
Aplica Para producción por encima de un
valor predeterminado por SHCP en
función a la reserva 1P de 2010
Generalización
Para definir un FED que refleje ambos regímenes es necesario plantear un
promedio ponderado de ambos en función a la producción
www.pemex.com/contratos 20
Aplicación de régimen fiscal para campos
marginales
,110**9.0 PreservaspceSi
La producción sobre la que aplicará el régimen general será determinada como el
volumen obtenido conforme a la siguiente fórmula:
0,10
*9.0,10
t
t
pbatcuando
pcepbatcuando
,110**9.0 PreservaspceSi tt Pperfilpba 1
Reserva 1P
90% Producción *10
Pba t = perfil 1Pt Pba t = 0.9*pce*10
Reserva 1P
90% Producción *10
Ilustrativo
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3945 46 47 47 48 49 49
50 60 70 80 90 100 110 120
Precio ($/b)
FED, base para construir el promedio ponderado
Régimen general, dólares por barril
17 20 22 25 28 30 33 35
50 60 70 80 90 100 110 120
Precio, $/b
El FED es una estimación de
los ingresos brutos que genera
el proyecto menos los
impuestos a pagar por PEP
Los impuestos a pagar se
pueden expresar como una
función del precio del crudo;
por lo tanto, el FED por barril
se puede expresar también
como una función del precio
Régimen especial, dólares por barril
21
www.pemex.com/contratos
FED, formulación
22
Ponderador de aplicación del régimen
general a partir de la producción determinada
por SHCP
pqzFED
IF zzz )1(
0
20
40
60
80
100
50 60 70 80 90 100 110 120
%
precio, $/b
𝒁
zI
zF
Promedio ponderado de los
regímenes que aplican al
área
www.pemex.com/contratos
1.070.53 0.40 0.32 0.27
3 6 8 10 12
73208
300393
486
3 6 8 10 12
FED, ejemplo
23
Para un periodo t:
QF = 3.2 mmbce (1) q
QF
WTS = 80 usd/b
API = 33°
p = 76 usd/b (2)
61.0
32.0
I
F
z
z
IF zzz )1( zqpFED mmusd )(
q (mmbce)q (mmbce)
q (mmbce)
0.320.46 0.49 0.52 0.53
3 6 8 10 12
(1) Contractualmente establecida: no corresponde a la producción base, sino a la definida por SHCP en la LFD –
(2) El precio del crudo producido se estima a partir de los grados API y de un precio de referencia internacional
www.pemex.com/contratos 24
Modelo general
Tarifa por barril
Flujo de efectivo disponible
Incentivos
Comentarios finales
www.pemex.com/contratos
Modelo, ejemplo
25
2. Menores costos: -25% de Capex Producción: 10 MB
Costos totales: $155
Ingreso/costo = 2.41
1. Caso base Producción: 10 MB
Costos totales: $180
Ingreso/costo =2.0
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Modelo, ejemplo
1. Caso base Producción: 10 MB
Costos totales: $180
Ingreso/costo =2.0
26
3. Mayor productividad: 20% Producción: 12 MB
Costos totales: $180
Ingreso/costo =2.13
www.pemex.com/contratos
-60%
-40%
-20%
0%
20%
40%
60%
80%
75% CR 100% Fee
-80%
-60%
-40%
-20%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
75% CR 100% Fee
27
Incentivos
75% CR 100% CR
Base Ahorro Base Ahorro
Tarifa 6 6 3.5 3.5
Producción 10 10 10 10
Capex + Opex 100 90 100 90
Pago 135 127.5 135 125
FE AI 35 37.5 35 35
Impuestos (30%) 10.5 11.25 10.5 10.5
FE DI 24.5 26.25 24.5 24.5
Savings Index:d utilidad /d ahorro 0.175 0
ahorro
efectivodeflujoSI
VPN contratista ante cambios en costos
VPN ante cambios en producción
VPN
costos
VPN
producción Parte del ahorro va directo a utilidad
A menor porcentaje de recuperación de costos,
mayor incentivo al ahorro
A menor producción o mayores costos, el
contratista no asume todo el downside
www.pemex.com/contratos 28
Modelo general
Tarifa por barril
Flujo de efectivo disponible
Incentivos
Comentarios finales
www.pemex.com/contratos
Elementos para la toma de decisiones
29
Parámetros predefinidos
Fórmula de
flujo de
efectivo
disponible
Porcentaje
de
recuperación
de costos
Factores de
ajuste a la
tarifa
Fórmula de
precios del
crudo
Producción
base
Porcentaje de la
tarifa para
producción base
Equivalencia
económica gas-
aceite
Plazo sujeto a
límite económico
Obligación
mínima de
trabajo
Obligaciones de
capacitación y
desarrollo
sustentable
Tarifa$/b
Modelo
Análisis del licitante
• Paquete de información
• Potencial esperado de
las áreas
• Perfil de producción
• Costos
• Precios
Tarifa($/b)
Resultado
esperado del
caso de
negocio
Única variable a
definir por el licitante
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Comentarios finales
30
Alineación de intereses: incentivos a la producción y el
ahorro
Contiene factores que lo mantienen vigente en el
mercado, manteniendo además un equilibrio entre las
partes
Lenguaje en términos generalmente aceptados en la
industria
Flexibilidad de ejecución –monto, plazo- en función a
límite económico
www.pemex.com/contratos 31
I. Modelo económico
II. Registro financiero
III. Abandono y otros temas financieros
www.pemex.com/contratos 32
Recuperación de costos
Control del gasto
Criterios de registro financiero
www.pemex.com/contratos
Recuperación de costos
En todo el mundo se llevan mecanismos de recuperación y control de
costos, independientemente del esquema petrolero que se siga, a la fecha,
la excepción es México
En las concesiones el control detallado se lleva para la deducción de
impuestos
En los PSC y en los contratos de servicios hay una recuperación del 100% de
los costos, todo sujeto a reglas explícitas
Los CIEP incluyen en su Anexo 6, el detalle de los gastos elegibles a ser
recuperados en un 75%
Estas reglas se desarrollaron con base en la práctica internacional y fueron
ampliamente discutidas en los Consejos de Administración
Se decidió que el porcentaje de recuperación fuera inferior al 100% para
generar en el contratista, un incentivo al ahorro
33Referencia: Anexo 6 numeral 2.3, Anexo 3 numeral 3
www.pemex.com/contratos 34
Estándares y prácticas en la industria
• En general, en la industria, la recuperación de costos es por lo menos del 100% y los
límites se establecen sobre el monto máximo por reembolsar cada año, el excedente
se considera para su pago en períodos futuros (127% exploración en DW, Timor Gap-Zoca)
• En ocasiones, de no cubrirse el total de los costos en un período determinado, éstos
se actualizan o el porcentaje se incrementa (Angola, PSC bloques 1 y 22)
• En algunos contratos, las reglas de depreciación (porcentajes o sliding scales) son
diferenciadas por:
– tipo de gasto: exploración, desarrollo, inversiones específicas, OPEX
– por profundidad en la perforación (Angola, PSC bloque 22)
– antes o después del payout (Honduras PSC)
• No obstante, el reembolso total de gastos -administrativos, técnicos , de servicios-
puede estar acotado a cierto porcentaje de costos de exploración o desarrollo, por
ejemplo. (Angola, PSC bloque 22; Benin, Tarpon PSC; Trinidad y Tobago, Talisman)
www.pemex.com/contratos
Criterios económicos básicos
• La recuperación de costos:
– tolera cierto grado de incertidumbre
• La recuperación parcial:
– permite la alineación de intereses al generar incentivos al
ahorro a través de un saving index positivo
– evita el gold plating
– genera incentivos a la producción, al incluir un pago por barril
• Un esquema sin recuperación de costos:
– trae implícita una mayor prima de riesgo –no resiste
incertidumbre-
– no vierte beneficios a Pemex ante eficiencias del contratista
0
ahorro
utilidadSI
www.pemex.com/contratos 36
Aspectos prácticos
• Un esquema con recuperación de costos implica por definición, mayor
transparencia
Es recomendable que :
• Los costos de desarrollo y los costos de operación, incluso los de
recuperación mejorada y abandono, se reembolsen bajo las mismas reglas,
pues de otra manera
− se generan incentivos a un registro desbalanceado de los costos
− se traduce en altos costos de supervisión
− se requieren mecánicas de prorrateo de costos comunes
• El reembolso de costos generales y el overhead esté sujeto a reglas
• Ciertos costos no sean elegibles
www.pemex.com/contratos 37
Recuperación de costos
Control del gasto
Criterios de registro financiero
www.pemex.com/contratos 38
Mecanismo de control del gasto
Elementos explícitos de control para la recuperación de gastos
Participación de Pemex en el consorcio (Bases de Licitación)
Aprobación anual de programas de trabajo: presupuesto, actividades y pronóstico
de producción (Cláusula 10, 11 y 12)
Definición de gastos elegibles (Cláusulas 1 y 11, Anexo 6)
Evidencia del gasto y la ejecución de los trabajos (Cláusula 10,11 y 12 y Anexo 6)
Emisión de un certificado de gastos recuperables (Anexo 6)
Lineamientos de la OCDE para gastos de compañías relacionadas (Cláusula 22)
Criterios para rechazar gastos: no presupuestado, gastos financieros, fuera de
mercado, inconsistente con subcontratos, exceso sobre el máximo (Anexo 6)
Obligación de registrar en sistemas de Pemex (Anexo 6)
Auditorías de Pemex o terceros (Cláusula 11, Anexo 6)
Rescisión por evidencia falsa o incumplimiento en el procedimiento de registro
(Cláusula 22 y, Anexo 6)
www.pemex.com/contratos
Procedimientos de registro financiero
Tienen por objeto definir la manera en que los Gastos Elegibles serán:
• Presupuestados y registrados
• Reportados a PEP
• Verificados y aprobados por PEP
• Calificados como Gastos Recuperables
Se adoptarán mecanismos adecuados de control de gastos y se implementará un sistema
informático para el registro, control y reporte de los mismos en la cuenta operativa
El anexo 6 da certidumbre sobre el registro y control de todos los Gastos Recuperables
Los sistemas y mecanismos de registro y control aseguran que los procedimientos e informes sean confiables y auditables en cualquier parte del proceso
Los informes y reportes generados por los mecanismos de registro y control permiten la transparencia en la ejecución de los contratos
39Referencia: Anexo 6
www.pemex.com/contratos 40
Cuenta operativa
• Registro contable en el que se reflejan los gastos elegibles. Gastos no registrados en esta
cuenta no pueden ser considerados para el pago
• Taxonomía: gastos de evaluación, desarrollo, producción y asociados a un programa de
recuperación mejorada. En el anexo 6 se caracteriza de manera general cada grupo
• Reglas claras para su integración, entre ellas:
‐ Los servicios del contratista o compañías relacionadas no deben incluir utilidad. Los
correspondientes a subcontratistas deben reflejar el monto efectivamente pagado
‐ Deben registrarse ingresos por patentes, indemnizaciones, ventas, devoluciones,
seguros, arrendamientos , así como los ajustes resultado de auditorías
‐ Cualquier disposición de material debe registrarse
‐ Cada mes, el contratista debe entregar un informe del estado de la cuenta operativa
‐ PEP –directamente o a través de terceros- puede revisar, inspeccionar, auditar,
cuestionar o impugnar la cuenta operativa
‐ El contratista debe permitir acceso a la información de compañías relacionadas
‐ El soporte de la información cargada a la cuenta operativa debe mantenerse disponible –
en México- durante 6 años
www.pemex.com/contratos 41
Proceso de recuperación de costos
Gastos
recuperables
Programa y
presupuestoRegistro Reporte Verificación Aprobación
Cálculo de
remuneración
• Definición de qué sí es y
qué no es un gasto
elegible
• Reglas de ajuste
• Taxonomía de costos
predefinida
• Reglas de asignación de
gastos: por producto;
precios de mercado;
porcentajes máximos de
overhead, materiales
usados
• El contratista registra en
la cuenta operativa
− evaluación
− desarrollo
− Producción
• El contratista
reporta a PEP a
través de un
sistema informático
y un conjunto de
reportes: informe
de gastos elegibles
y cuenta operativa
• Fechas definidas de
entrega
• Considera
auditorías• El contratista
programa y
presupuesta
• PEP aprueba
Referencias: Anexo 6, numeral 3, Cláusula 11.1 (programa y presupuesto); A6
numeral 4, cláusula 11.4 (registro); A5 numeral 5 (informes); A6 numeral 7,
cláusula 11.6 (verificación); A6 numeral 8 (certificado)
www.pemex.com/contratos
Proceso de programación, presupuestación, ejecución,
supervisión y pago
42
Contratista
Elabora
Programa y
presupuesto
PEP
Revisa y aprueba
Contratista
Presenta
programa y
presupuesto
PEP
Revisa, aprueba
y/o rechaza
PEP
Supervisa
Contratista
Entrega barriles y
evidencia
PEP
Revisa y evalúaContratista
Ejecuta
PEP
Paga
Contratista
Recibe pago en
efectivo por
servicios
PEP
Comercializa la
producción
PEP
Aprueba o
rechaza y
calcula
www.pemex.com/contratos
Gastos elegibles y no elegibles, ilustrativo
Gastos de inversión y operación necesarios que se traduzcan en beneficios para el proyecto. Según definición del Anexo 6
43
Elegibles
No elegibles • Antes/después de fecha efectiva /terminación
• Relacionados con la convocatoria o negociación
• Impuestos
• Financiamiento
• Pérdidas por coberturas o derivados
• Por arriba del precio de mercado
• Actividades no descritas en un PAT o presupuesto aprobado por PEP
• Incumplimiento del contrato
• Overhead que exceda 0.25% del presupuesto
• Sobrecosto, prima o bono pagado entre empresas participantes
• No registrados en la cuenta operativa o sin respaldo documental
• Penalidades, multas o sanciones
• Donaciones, aportaciones o regalos
• Resolución de controversias
Referencias: Anexo 6, numerales 2.2 y 2.4 (gastos elegibles y no elegibles)
www.pemex.com/contratos
Flujograma de registro financiero
44
Sistema informático de Registro Financiero
Gastos recuperables:Contratista propone y PEP valida
Programas de Trabajo y Presupuestos:Contratista propone PEP aprueba
Informes:A personal autorizado de PEP
Registro contable, Cuenta Operativa:Contratista elaboraPEP autoriza su actualización en el software financiero
Reportes contables:Acceso a PEP
Inventarios:Contratista propone y PEP aprueba registro
Certificado de costos recuperables
Reporte auditable de inventarios
Auditable todo el proceso
Esquema conceptual
Referencias: Anexo 6, numeral 6.1 (software)
www.pemex.com/contratos 45
Recuperación de costos
Control del gasto
Criterios de registro financiero
www.pemex.com/contratos
Esquema contractual
El contratista
3
Pemex
• Materiales:
tubería, arenas,
cemento, lodos,
etc.
• Maquinaria y
equipo: grúas,
taladros,
plataformas
válvulas, etc.
• Mano de obra
Compra/ renta
• Estudios,
ingenierías,
sísmica,
programas
• Construcción:
pozos, plantas
separadoras,
compresoras,
líneas de
recolección,
tanques, etc.
Barriles
Por el
servicio
recibido con
base en las
reglas del
contrato
Hace Entrega Paga
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Remuneración única del mes
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Gastos Elegibles
Pérdida con cobertura
Gastos arriba de mercado
Gasto subcontratistas
Administración
Negligencia
Modelo
Factura de
remuneración
del mes
Suma acumulada
de gastos
recuperables
Producción de
crudo y gas
Precios de crudo y
gas
(Índice de precios)
Y parámetros fijos:
Producción base
Equivalencia gas
FED
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Registro contable
• La NIF A2 establece que la sustancia económica prevalecerá, esto es, el sistema
contable debe ser configurado de manera que se reconozcan las transacciones
que afectan económicamente a una entidad de acuerdo con su realidad
económica y no sólo conforme a su forma legal
• En los contratos de servicios, el objeto es la realización de los trabajos y no la
compra de activo fijo, materiales o equipo. Para su ejecución, se requiere la
construcción, instalación, operación y mantenimiento de ciertos bienes. En la
medida en que dichos bienes se construyen o instalan, PEP adquiere su
propiedad.
• En virtud del contrato, el contratista es el que construye, instala, opera y
mantiene el activo fijo. A la luz de la NIF A-2, el registro contable debe
configurarse de forma que se registren las transacciones en donde corresponda,
según la afectación económica a que dan lugar.
• Dado que es el contratista quien tiene el uso, el riesgo y el beneficio de los
activos de los bienes necesarios para la prestación de los servicios, el activo fijo
debe registrarse en su contabilidad.
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I. Modelo económico
II. Registro financiero
III. Abandono y otros temas financieros
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Abandono
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Donde:A = cuota de Abandonoa = tasa de Abandonoq = Hidrocarburos Netos
1PD = Reserva 1P desarrolladaGA = Gastos estimados de Abandono y desmantelamiento de la infraestructurak,i = 1, ….,t, años del Contrato
j = 1, ….,12 meses
Cuenta de Abandono. La cuenta estará bajo el control conjunto de PEP y el Contratista. El objeto es crear una reserva para fondear las operaciones de Abandono.
Instalaciones por abandonar: Todo lo nuevo Instalaciones existentes transferidas a solicitud del contratista
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0
5
10
15
20
25
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25
mboed
53
QF = 3.2 mmbce –definida en el contrato-
q = 4.9 mmbce
FED, caso base
Para un periodo t:
QF
q
Producción
p = 76 usd/b
MMusdFED
zzz
z
z
q
Q
Q
q
IF
I
F
F
F
15642.0*76*9.4
42.0)1(
61.0
32.0
65.012.3
9.4
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FED, variaciones en producción
Mayor producción reduce ⇒ FED ↑
MMusdFED
zzz
z
z
q
Q
Q
q
IF
I
F
F
F
202
45.0)1(
61.0
32.0
54.012.3
9.5
QF
0
5
10
15
20
25
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25
mboed
QF
q
Producción
QF = 3.2 mmbce
q = 5.9 mmbce
p = 76 usd/b
0
5
10
15
20
25
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25
mboed
QF
q
Producción
QF = 3.2 mmbce
q = 3.9 mmbce
MMusdFED
zzz
z
z
q
Q
Q
q
IF
I
F
F
F
110
37.0)1(
61.0
32.0
82.012.3
9.3
Menor producción incrementa ⇒ FED ↓