En respuesta al Dictamen Preliminar emitido por la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (en adelante, “CONAMER”), a través del oficio número COFEME/19/0151, se adjunta el documento de respuesta al dictamen preliminar de fecha 27 de febrero del presente, por medio del cual se da respuesta a las observaciones emitidas por la CONAMER. Asimismo, en el presente formulario de Análisis de Impacto Regulatorio que da respuesta al Dictamen Preliminar, se adjunta el documento de respuesta a los comentarios ingresados en el portal electrónico de la CONAMER denominado “Matriz Respuesta Comentarios Anteproyecto Lineamientos Planes”. Con sujeción al marco jurídico aplicable, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (en adelante, “Comisión”), expide el Anteproyecto de Lineamientos de Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción (en adelante, “Anteproyecto de Planes”), el cual tiene por objeto regular la presentación, aprobación en su caso, modificación y Supervisión de los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, en términos de los artículos 7, fracción III, 31, fracciones VIII y X y 44 de la Ley de Hidrocarburos. Asimismo, tienen por objeto regular la presentación, aprobación, en su caso modificación y Supervisión de los Programas de Evaluación, Piloto, de Trabajo, de Transición y sus respectivos Presupuestos. Para tal efecto, los Lineamientos regulan: I. Los elementos técnico-económicos que deberán contener los Planes y sus modificaciones; II. Los criterios de evaluación técnica conforme a los cuales la Comisión realizará la emisión del Dictamen Técnico del Plan de Exploración y del Plan de Desarrollo para la Extracción presentados por los Operadores Petroleros y las modificaciones a los mismos; III. El procedimiento de presentación y evaluación para la emisión del Dictamen Técnico y, en su caso, aprobación de los Planes y sus modificaciones; IV. Los elementos técnico-económicos que deberán contener los Programas de Trabajo y Presupuesto, de Evaluación, Piloto y de Transición, así como los criterios de evaluación técnica conforme a los cuales la Comisión realizará el análisis para su aprobación y modificación, según corresponda; V. El procedimiento para la presentación, evaluación y, en su caso, aprobación de los Programas de Trabajo y Presupuesto, de Evaluación, Piloto, de Transición, así como sus modificaciones, y VI. Los términos, condiciones y plazos de entrega de información para que la Comisión ejecute las actividades de seguimiento y Supervisión del cumplimiento de los Planes aprobados, así como de los Programas de Trabajo y Presupuesto, de Evaluación, Piloto y de Transición. Los elementos y criterios para la evaluación de los programas de aprovechamiento de Gas Natural y de recuperación secundaria o mejorada, así como de los Mecanismos de Medición de la producción de Hidrocarburos, se apegarán a lo establecido en la regulación definida por la Comisión para tales materias. Las evaluaciones respectivas formarán parte integrante del Dictamen Técnico del Plan de Exploración, y el Plan de Desarrollo para la Extracción, así como del Programa de Evaluación y Programa Piloto, según corresponda.

Disposiciones jurídicas vigentes directamente aplicables a la problemática materia del anteproyecto: a) Ley de Hidrocarburos (en adelante, “LH”). De acuerdo con los artículos 7 fracción III, artículo 31 fracción VIII, artículo 43 fracción I, incisos c) y j) y 44 de la LH, corresponde a la Comisión emitir una regulación en materia de Exploración y Extracción de Hidrocarburos, incluyendo la elaboración de los respectivos planes para el dictamen técnico que la Comisión deberá realizar para el Plan de Exploración y el Plan de Desarrollo para la Extracción. La Comisión debe aprobar los planes de Exploración o de Desarrollo para la Extracción de hidrocarburos, así como sus modificaciones y supervisar el cumplimiento de los mismos, a fin de maximizar la productividad del Área Contractual o de Asignación. b) Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (en adelante, “RICNH”). De acuerdo con los artículos 1, 11 y 13, fracciones II, inciso f) y IV, inciso a) del RICNH, corresponde a la Comisión aprobar y supervisar su cumplimiento y sus modificaciones en los planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción. Justificación: Las disposiciones jurídicas antes mencionadas son ineficientes en materia de Planes, debido a que ninguna establece los elementos mínimos que un Plan debe contener; tampoco hace referencia al procedimiento administrativo que el Operador Petrolero debe seguir ante la Comisión para presentar la propuesta de los Planes; es por esta razón que los objetivos presentados en la presente regulación son necesarios. c) Lineamientos que regulan el procedimiento para la presentación, aprobación y supervisión del cumplimiento de los planes de exploración y de desarrollo para la extracción de hidrocarburos, así como sus modificaciones. Los Lineamientos de Planes Vigentes, regulan la presentación de las propuestas de los Planes de Exploración o de Extracción de hidrocarburos por parte de los operadores petroleros, así también como la aprobación, supervisión y modificaciones. Estos lineamientos establecen los elementos técnicos y económicos, los métodos de evaluación técnica por parte de la Comisión, las fases y etapas que conforman el procedimiento administrativo para la evaluación y aprobación de los planes y finalmente los términos, condiciones, notificaciones y tiempos de entrega de información para el cumplimiento de los Planes de Exploración y de Extracción de hidrocarburos. En estos Planes los operadores petroleros deberán mostrar y detallar las soluciones técnicas, operativas y económicas que se aplicarán en cada una de las etapas de la cadena de valor de la exploración y extracción de hidrocarburos, al igual que las fases relativas a la elaboración y ejecución de los programas de trabajo propuestos. De acuerdo con el artículo 6 de los lineamientos, los operadores petroleros deberán someter a la Comisión los siguientes planes: a) Planes de Exploración de Hidrocarburos, b) Planes de Desarrollo para la Extracción, c) Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos asociados a Lutitas, d) Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Gas Natural contenido en la veta de carbón mineral y e) Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos en Hidratos de Gas. El sector de hidrocarburos es un sector altamente dinámico debido a su intensidad en capital y a los cambios tecnológicos asociados a su función de producción. En este tenor, la optimización de procesos y los cambios tecnológicos demandan que el marco regulatorio converja a un punto en el que los instrumentos regulatorios se ajusten a las condiciones que prevalecen en el mercado, generando un marco jurídico eficiente y de calidad. Derivado de lo anterior, es menester adecuar el marco jurídico asociado a las actividades de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de hidrocarburos a las nuevas necesidades del mercado, lo anterior mediante una simplificación administrativa y una reestructura del anteproyecto mediante una visión sistémica de su cumplimiento.

Otro tipo de regulación

• No emitir regulación alguna (Descripción de la alternativa y estimación de los costos y beneficios). El esquema de autorregulación no es aplicable a la hipótesis normativa que platea el anteproyecto de Lineamientos de Planes, toda vez que el emitir un mecanismo diferente al anteproyecto o no emitir disposición para regular las actividades de Exploración y Extracción de hidrocarburos, contraviene lo estipulado en el artículo 43, fracción I, incisos a y c de la Ley de Hidrocarburos, toda vez que le corresponde a la Comisión emitir regulación para aprobar los planes asociados a las actividades de reconocimiento y exploración superficial y exploración y extracción de hidrocarburos. En este sentido, la estimación del costo y beneficio de las alternativas de regulación resultan inoperante en virtud de que la finalidad del Anteproyecto de Lineamientos de Planes es aprobar el Plan de Exploración o el Plan de Desarrollo para la Extracción, a efecto de que las actividades asociadas a los planes permitan elevar el factor de recuperación y se obtenga el volumen máximo de petróleo, lo cual constituye un beneficio para el Estado que deriva de un mandato constitucional. No obstante, el sector de hidrocarburos es un sector altamente dinámico debido a su intensidad en capital y a los cambios tecnológicos asociados a su función de producción, lo cual demanda que el marco regulatorio converja a un punto en el que la regulación se encuentre a un nivel muy cercano a las actividades de los agentes económicos. En este contexto, la no adecuación del marco regulatoria a las condiciones que actualmente exige el sector hidrocarburos conlleva que los operadores petroleros acudan a las soluciones privadas, las cuales siempre serán diferentes a las soluciones óptimas sociales o generando un vacío legal, en detrimento de los objetivos del Anteproyecto de Lineamientos. En consecuencia, es necesario adecuar los Lineamientos de Planes Vigentes a las nuevas necesidades del mercado, generando una reducción de costos de operación y mayor eficiencia en las actividades de Exploración y Extracción de hidrocarburos. • Esquemas de autorregulación (Descripción de la alternativa y estimación de los costos y beneficios). El esquema de autorregulación no es aplicable a la hipótesis normativa que platea el anteproyecto de Lineamientos de Planes, toda vez que el emitir un mecanismo diferente al anteproyecto o no emitir disposición para regular las actividades de Exploración y Extracción de hidrocarburos, contraviene lo estipulado en el artículo 43, fracción I, incisos a y c de la Ley de Hidrocarburos, toda vez que le corresponde a la Comisión emitir regulación para aprobar los planes asociados a las actividades de reconocimiento y exploración superficial y exploración y extracción de hidrocarburos. En este sentido, la estimación del costo y beneficio de las alternativas de regulación resultan inoperante en virtud de que la finalidad del Anteproyecto de Lineamientos de Planes es aprobar el Plan de Exploración o el Plan de desarrollo para la Extracción, a efecto de que las actividades asociadas a los planes permitan elevar el factor de recuperación y se obtenga el volumen máximo de petróleo, lo cual constituye un beneficio para el Estado que deriva de un mandato constitucional. No obstante, en los esquemas de autorregulación los operadores petroleros que participan en las actividades de Exploración y Extracción de hidrocarburos son responsables de establecer sus procedimientos y especificaciones técnicas, adecuándolos a sus necesidades técnicas y financieras. Empero, la presente alternativa conlleva a que las actividades de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos no cumplan con los elementos que requiere el artículo 44 de Ley de Hidrocarburos, siendo los siguientes: i) en relación con el plan de Exploración: la observancia de las mejores prácticas a nivel internacional para la evaluación del potencial de Hidrocarburos, la incorporación de Reservas y la delimitación del área sujeta a la Asignación o al Contrato para la Exploración y Extracción, y ii) en relación con el plan de desarrollo para la Extracción: la tecnología y el plan de producción que permitan maximizar el factor de recuperación, en condiciones económicamente viables, el programa de aprovechamiento del Gas Natural y los mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos. En consecuencia, la instauración de esquemas de autorregulación conlleva a que los procedimientos y especificaciones técnicas de los operadores petroleros no sean homogéneas, lo anterior en detrimento de la consecución de la elevación del factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de Petróleo y de Gas Natural en el largo plazo, así como su sustentabilidad. Otro elemento a evaluar en los esquemas alternativos de regulación se asocia con la creación de incentivo económicos colateral, ya que dicho esquema puede verse sesgado hacia la reducción de costos operativos y de infraestructura, quedando inoperantes los objetivos establecidos en el anteproyecto de Lineamientos. • Esquemas voluntarios (Descripción de la alternativa y estimación de los costos y beneficios). El esquema de autorregulación no es aplicable a la hipótesis normativa que platea el Anteproyecto de Lineamientos de Planes, toda vez que el emitir un mecanismo diferente al anteproyecto o no emitir disposición para regular las actividades de Exploración y Extracción de hidrocarburos, contraviene lo estipulado en el artículo 43, fracción I, incisos a y c de la Ley de Hidrocarburos, toda vez que le corresponde a la Comisión emitir regulación para aprobar los planes asociados a las actividades de reconocimiento y exploración superficial y exploración y extracción de hidrocarburos. En este sentido, la estimación del costo y beneficio de las alternativas de regulación resultan inoperante en virtud de que la finalidad del Anteproyecto de Lineamientos de Planes es aprobar el Plan de Exploración o el Plan de Desarrollo para la Extracción, a efecto de que las actividades asociadas a los planes permitan elevar el factor de recuperación y se obtenga el volumen máximo de petróleo, lo cual constituye un beneficio para el Estado que deriva de un mandato constitucional. No obstante, la presente alternativa representa un esquema de cooperación entre el Estado y los operadores petroleros. En consecuencia, el operador petrolero decidirá auto adherirse si se configura el supuesto de que los beneficios generados a través de dicho instrumento son mayores o iguales a los que obtendría si no participara. Aunado a lo anterior, la Comisión a través de su marco regulatorio cuenta con la facultad expresa de regular el reconocimiento y exploración superficial, así como la Exploración y Extracción de hidrocarburos a fin de procurar elevar el factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de Petróleo y de Gas Natural en el largo plazo. Por ende, en las actividades de Exploración y Extracción de hidrocarburos, el Estado no puede conceder la potestad de auto regular aspectos de orden público a los particulares, toda vez que el Estado lleva a cabo el desarrollo de las políticas públicas con la premisa base de proteger los bienes de interés común plasmados en la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. Adicionalmente, el presente esquema no permite homogenizar los procedimientos y especificaciones técnicas que deberán seguir los operadores petroleros, a fin de maximizar el factor de recuperación de hidrocarburos. • Incentivos económicos (Descripción de la alternativa y estimación de los costos y beneficios). El esquema de incentivos económicos no es aplicable a la hipótesis normativa que platea el Anteproyecto de Lineamientos de Planes, toda vez que el emitir un mecanismo diferente al anteproyecto o no emitir disposición para regular las actividades de Exploración y Extracción de hidrocarburos, contraviene lo estipulado en el artículo 43, fracción I, incisos a y c de la Ley de Hidrocarburos, toda vez que le corresponde a la Comisión emitir regulación para aprobar los planes asociados a las actividades de reconocimiento y exploración superficial y exploración y extracción de hidrocarburos. En este sentido, la estimación del costo y beneficio de las alternativas de regulación resultan inoperante en virtud de que la finalidad del Anteproyecto de Lineamientos de Planes es aprobar el Plan de Exploración o el Plan de Desarrollo para la Extracción, a efecto de que las actividades asociadas a los planes permitan elevar el factor de recuperación y se obtenga el volumen máximo de petróleo, lo cual constituye un beneficio para el Estado que deriva de un mandato constitucional. No obstante, el componente de incentivos económicos es una herramienta que podría influir en el comportamiento público o privado. Para que esta influencia sea efectiva generalmente se amparan en las condiciones socioeconómicas del agente económico, es decir, se crea un incentivo para que el agente económico encuentre económicamente atractivo el cumplir con el esquema de regulación propuesta. Asimismo, el mercado de los hidrocarburos está integrando por oferentes con factores de producción intensivos en capital, en virtud de los altos requerimientos tecnológicos para la Exploración y Extracción de hidrocarburos, lo cual vislumbra un sector industrial complejo, integrado por empresas de alto poder adquisitivo. Considerando la premisa del aporte de los incentivos económicos y el tipo de estructura económica del sector hidrocarburos, se resuelve que la presente alternativa de regulación no es viable al caso concreto, toda vez que la capacidad económica de los Operadores Petroleros no permite instaurar un incentivo suficientemente atractivo para generar un efecto positivo. • Otro tipo de regulación (Descripción de la alternativa y estimación de los costos y beneficios). El emitir un mecanismo diferente al anteproyecto o no emitir disposición para regular las actividades de Exploración y Extracción de hidrocarburos, contraviene lo estipulado en el artículo 43, fracción I, incisos a y c de la Ley de Hidrocarburos, toda vez que le corresponde a la Comisión emitir regulación para aprobar los planes asociados a las actividades de reconocimiento y exploración superficial y exploración y extracción de hidrocarburos. En este sentido, la estimación del costo y beneficio de las alternativas de regulación resultan inoperante en virtud de que la finalidad del Anteproyecto de Lineamientos de Planes es aprobar el Plan de Exploración o el Plan de Desarrollo para la Extracción, a efecto de que las actividades asociadas a los planes permitan elevar el factor de recuperación y se obtenga el volumen máximo de petróleo, lo cual constituye un beneficio para el Estado que deriva de un mandato constitucional.

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1) Presentación del formato AP 2) Comprobante de pago de aprovechamientos 3) 1. Resumen ejecutivo. 1.1 Objetivo 1.1.1. Objetivos del Plan de Exploración 1.1.2. Alcance. 1.1.3. Actividades exploratorias principales 1.1.4. Monto de la inversión 1.1.5. Información adicional. 4) 2. LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA Y GEOLÓGICA DEL ÁREA DE ASIGNACIÓN O CONTRACTUAL. 5) 3. ANTECEDENTES EXPLORATORIOS 3.1. Estudios exploratorios. 3.2. Información sísmica. 3.3. Estudios de métodos potenciales. 3.4. En su caso, información concerniente a Pozo perforados, en formato de ficha de reporte de terminación y resultado. 3.5. La información generada por los propios Operadores Petroleros como resultado de las actividades correspondientes a la Evaluación del Potencial de Hidrocarburos 3.6. Cualquier otra información que el Operador Petrolero encuentre relevante. 6) 4. DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES QUE INTEGRAN EL PLAN DE EXPLORACIÓN. 4.1. Actividades relativas a la Evaluación del Potencial de Hidrocarburos. 4.1.1. Programa de actividades a realizar. 4.1.1.1. Adquisición, procesamiento y reprocesamiento de: a) Información geológica; b) Información sísmica; c) Métodos potenciales, y d) Métodos electromagnéticos. Cuando se considere la realización de estas actividades, la descripción de los estudios antes mencionados deberá contener al menos: i. Nombre del estudio; ii. Objetivos particulares; iii. Alcances de las actividades; iv. Cubrimiento en km o km2; v. Tecnologías y metodologías por utilizar; vi. Parámetros de adquisición y procesamiento; vii. Algoritmos y tipo de procesamiento; viii. Periodo de ejecución, y ix. Resultados esperados. 4.1.1.2. Estudios exploratorios. 4.1.1.3. Pozos de sondeo estratigráfico. 4.1.1.4. Cronograma de actividades. 4.2. Actividades relativas a la etapa de Incorporación de Reservas. 4.2.1. Programa de actividades a realizar. 4.2.1.1. Identificación de los Prospectos Exploratorios por perforar. 4.2.1.2. Programa preliminar para la toma de información. 4.2.1.3. Cronograma de actividades. 4.3. Actividades relativas a la etapa de Caracterización y Delimitación. 7) 5. CRONOGRAMA GENERAL DE ACTIVIDADES DE LOS ESCENARIOS. 8) 6. OPCIONES TECNOLÓGICAS. 9) 7. PROGRAMA DE INVERSIONES Y PRESUPUESTO 7.1. PROGRAMA DE INVERSIONES 7.2. PRESUPUESTO

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1) Presentación del formato AP 2) Comprobante del pago de aprovechamientos. Adjuntar el comprobante del pago de aprovechamientos. 3) 1. Resumen ejecutivo. 1.1 Objetivo 1.1.1 Volumen estimado por recuperar de aceite y gas, en su caso, o de gas. 1.1.2 Factores de recuperación por Yacimiento de aceite y gas, en su caso, o de gas. 1.2 Alcance 1.2.1 Actividades a realizar; 1.2.2 Inversiones; 1.2.3 Gastos de operación; 1.2.4 Propuesta de duración del Plan; 1.2.5 Principales tecnologías. 1.3 Ubicación geográfica. 1.3.1 El polígono que limita el Área de Asignación o Contractual; 1.3.2 Explicar las características de la ubicación del Área de Asignación o Contractual y presentar uno o varios mapas de referencia en donde se muestren. 4) Descripción de los campos y yacimientos dentro del área de asignación o contractual. 2.1 Interpretación sísmica y configuración estructural 2.2 Geología 2.3 Descripción petrofísica 2.4 Fluidos 2.5 Información técnica de los Yacimientos 2.6 Descripción de la infraestructura actual 2.6.1 Pozos perforados 2.6.2 Ductos 2.6.3 Infraestructura 5) 5) 3. Descripción de alternativas analizadas. 6) 6) 4. Plan de Desarrollo. 4.1 Determinación del área de extracción 4.2 Actividades del Plan de Desarrollo para la Extracción 4.2.1 Pozos por perforar 4.2.2 Ductos e infraestructura 4.2.2.1 Ductos 4.2.2.2 Infraestructura 4.2.3 Estudios y toma de información 4.2.4 Medición 4.2.4.1 Información que debe presentar el Operador para la aprobación de sus mecanismos de medición contenidos en el Plan de Desarrollo para la Extracción. 4.2.4.1.1 Ubicación del punto de medición 4.2.4.1.2 Descripción de la propuesta de los sistemas de medición 4.2.4.1.3 Responsable oficial 4.2.4.1.4 Política de Medición 4.2.4.1.5 Programas y cronogramas de implementación de los mecanismos de medición 4.2.4.1.6 Procedimientos de Medición 4.2.4.1.7 Implementación de sistemas telemétricos 4.2.4.1.8 Medición derivada de pruebas de pozos 4.2.5 Comercialización de la Producción 4.2.6 Aprovechamiento de gas 4.2.7 Abandono y desmantelamiento 4.3 Reservas y producción 4.3.1 Reservas asociadas al Plan de Desarrollo para la Extracción 4.3.2 Producción 4.4 Combinación tecnológica para el plan propuesto 4.5 Programa de Inversiones y Presupuesto 4.5.1. Programa de Inversiones 4.5.2. Presupuesto 4.6 Evaluación económica

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1) Formato AP 2) Comprobante del pago de aprovechamientos. Adjuntar el comprobante del pago de aprovechamientos. 3) 1. Resumen ejecutivo. 1.1 Objetivo 1.1.1 . Objetivos del Plan de Exploración 1.1.2. Alcance. 1.1.3. Actividades exploratorias principales 1.1.4. Monto de la inversión 1.1.5. Información adicional 4) 2. LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA Y GEOLÓGICA DEL ÁREA DE ASIGNACIÓN O CONTRACTUAL. 5) 3. ANTECEDENTES EXPLORATORIOS 3.1. Estudios exploratorios. 3.2. Información sísmica. 3.3. Estudios de métodos potenciales. 3.4. En su caso, información concerniente a Pozo perforados, en formato de ficha de reporte de terminación y resultado. 3.5. La información generada por los propios Operadores Petroleros como resultado de las actividades correspondientes a la Evaluación del Potencial de Hidrocarburos 3.6. Cualquier otra información que el Operador Petrolero encuentre relevante. 6) 4. DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES QUE INTEGRAN EL PLAN DE EXPLORACIÓN. 4.1. Actividades relativas a la Evaluación del Potencial de Hidrocarburos. 4.1.1. Programa de actividades a realizar. 4.1.1.1. Adquisición, procesamiento y reprocesamiento de: a) Información geológica; b) Información sísmica; c) Métodos potenciales, y d) Métodos electromagnéticos. Cuando se considere la realización de estas actividades, la descripción de los estudios antes mencionados deberá contener al menos: i. Nombre del estudio; ii. Objetivos particulares; iii. Alcances de las actividades; iv. Cubrimiento en km o km2; v. Tecnologías y metodologías por utilizar; vi. Parámetros de adquisición y procesamiento; vii. Algoritmos y tipo de procesamiento; viii. Periodo de ejecución, y ix. Resultados esperados. 4.1.1.2. Estudios exploratorios. 4.1.1.3. Pozos de sondeo estratigráfico. 4.1.1.4. Cronograma de actividades. 4.2. Actividades relativas a la etapa de Incorporación de Reservas. 4.2.1. Programa de actividades a realizar. 4.2.1.1. Identificación de los Prospectos Exploratorios por perforar. 4.2.1.2. Programa preliminar para la toma de información. 4.2.1.3. Cronograma de actividades. 4.3. Actividades relativas a la etapa de Caracterización y Delimitación. 7) 5. CRONOGRAMA GENERAL DE ACTIVIDADES DE LOS ESCENARIOS 8) 6. OPCIONES TECNOLÓGICAS 9) 7. MANEJO DE HIDROCARBUROS PRODUCIDOS Y LUGAR DE ENTREGA EN CASO DE PRODUCCIÓN TEMPRANA 7.1. Descripción de los puntos de medición, así como sus instrumentos de medida asociados; 7.2. Tipo de medidor y especificaciones técnicas; 7.3. Incertidumbre asociada a los instrumentos de medida; 7.4. Descripción del manejo de los Hidrocarburos desde el Pozo hasta el punto de medición; 7.5. Calidad por tipo de Hidrocarburo obtenidos en superficie y los que en su caso se comercializarán 7.6. Ubicación en la que se entregarán los Hidrocarburos al comercializador. 10) 8. PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DE GAS NATURAL ASOCIADO EN CASO DE PRODUCCIÓN TEMPRANA 8.1. El análisis técnico-económico respecto de las alternativas para el Aprovechamiento del gas natural asociado; 8.2. El volumen de Gas Natural asociado que se aprovechará; 8.3. La descripción de las acciones e inversiones para el aprovechamiento, conservación, transferencia, o cuando sea necesaria, la destrucción controlada, en términos del artículo 6 de las Disposiciones Técnicas para el aprovechamiento del gas natural asociado, en la exploración y extracción de hidrocarburos 8.4. La descripción general de instalaciones y equipos dedicados en materia de aprovechamiento de gas natural asociado, identificando su ubicación a través de un mapa y croquis descriptivo de éstas. Lo anterior, incluyendo los sistemas de medición disponibles. 11) 9. PROGRAMA DE INVERSIONES Y PRESUPUESTO 9.1. PROGRAMA DE INVERSIONES. 9.2. PRESUPUESTO.

Solicitud de Aprobación del Plan. Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales

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1) Presentación del formato AP 2) Comprobante del pago de aprovechamientos. Adjuntar el comprobante del pago de aprovechamientos. 3) 1. Resumen ejecutivo. 1.1 Objetivo 1.1.1 Volumen estimado por recuperar de aceite y gas, en su caso, o de gas. I.1.2. Factores de recuperación por Yacimiento No Convencional de aceite y gas, en su caso, o de gas. 1.2 Alcance I.2.1 Actividades a realizar; I.2.2 Inversiones; I.2.3 Gastos de operación; I.2.4 Propuesta de duración del Plan; I.2.5 Principales tecnologías. 1.3 Ubicación geográfica. 1.3.1 El polígono que limita el Área de Asignación o Contractual; 1.3.2 Explicar las características de la ubicación del Área de Asignación o Contractual y presentar uno o varios mapas de referencia en donde se muestren. 4) 2. Descripción de los campos y yacimientos dentro del área de asignación o contractual. 2.1 Interpretación sísmica 2.2 Geología 2.3 Descripción petrofisica. 2.4 Fluidos 2.5 Información técnica de los Yacimientos 2.6 Descripción de la infraestructura actual. 2.6.1 Pozos perforados 2.6.2 Ductos 2.6.3 Infraestructura 5) 3. DESCRIPCIÓN DE ALTERNATIVAS ANALIZADAS 6) Plan de Desarrollo. 4.1 Determinación del área de extracción 4.2 Actividades del Plan de Desarrollo para la Extracción 4.2.1 Pozos por perforar 4.2.2 Ductos e infraestructura 4.2.2.1 Ductos 4.2.2.2 Infraestructura 4.2.3 Estudios y toma de información 4.2.4 Medición 4.2.4.1 Información que debe presentar el Operador para la aprobación de sus mecanismos de medición contenidos en el Plan de Desarrollo para la Extracción. 4.2.4.1.1 Ubicación del punto de medición 4.2.4.1.2 Descripción de la propuesta de los sistemas de medición 4.2.4.1.3 Responsable oficial 4.2.4.1.4 Política de Medición 4.2.4.1.5 Programas y cronogramas de implementación de los mecanismos de medición 4.2.4.1.6 Procedimientos de Medición 4.2.4.1.7 Implementación de sistemas telemétricos 4.2.4.1.8 Medición derivada de pruebas de pozos 4.2.5 Comercialización de la Producción 4.2.6 Aprovechamiento de gas 4.2.7 Abandono y desmantelamiento 4.3 Reservas y producción 4.3.1 Reservas asociadas al Plan de Desarrollo para la Extracción 4.3.2 Producción 4.4 Combinación tecnológica para el plan propuesto 4.5 Programa de inversiones 4.6 Evaluación económica

Solicitud de Aprobación del Plan. Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos no Convencionales.

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Formato MP

1) Presentación del Formato MP 2) Comprobante del pago de aprovechamientos. Adjuntar el comprobante del pago de aprovechamientos. 3) Apartados del Plan de Exploración que sufran modificación 4) Tabla comparativa de los cambios que se proponen 5) Justificación técnica de las modificaciones al Plan aprobado.

Solicitud de Modificación al Plan. Plan de Exploración

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Formato MP

1) Presentación del formato MP y su instructivo 2) Comprobante del pago de aprovechamientos. Adjuntar el comprobante del pago de aprovechamientos. 3) Apartados del Plan de Exploración que sufran modificación 4) Tabla comparativa de los cambios que se proponen 5) Justificación técnica de las modificaciones al Plan aprobado

Solicitud de Modificación al Plan: Plan de Desarrollo para la Extracción.

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35 días hábiles

Obligatorio

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Formato MP

1) Presentación del Formato MP. 2) Comprobante del pago de aprovechamientos. Adjuntar el comprobante del pago de aprovechamientos. 3) Apartados del Plan de Exploración que sufran modificación. 4) Tabla comparativa de los cambios que se proponen. 5) Justificación técnica de las modificaciones al Plan aprobado.

Solicitud de Modificación al Plan: Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales

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Formato MP

1) Presentación del formato MP 2) Comprobante del pago de aprovechamientos. Adjuntar el comprobante del pago de aprovechamientos. 3) Apartados del Plan de Exploración que sufran modificación 4) Tabla comparativa de los cambios que se proponen 5) Justificación técnica de las modificaciones al Plan aprobado

Solicitud de Modificación al Plan: Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales.

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Formato PTP

Presentación del formato PTP. Del contenido del Programa de Trabajo y Presupuesto el Operador Petrolero deberá observar los términos establecidos en los Contratos o Asignaciones de que se traten.

Solicitud de Aprobación del Programa de Trabajo y Presupuesto.

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Por definir

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Anual

Formato PTP

1) Presentación del formato PTP. Del contenido del Programa de Trabajo y Presupuesto el Operador Petrolero deberá observar los términos establecidos en los Contratos o Asignaciones de que se traten.

Solicitud de Aprobación del Programa de Trabajo y Presupuesto: Programa de Trabajo y Presupuesto anual, asociado a Contratos con recuperación de costos.

Contratistas

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20 días naturales

Obligatorio

Por definir

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Formato PTP

1) Presentación del formato PTP. Del contenido del Programa de Trabajo y Presupuesto el Operador Petrolero deberá observar los términos establecidos en los Contratos o Asignaciones de que se traten.

Entrega del Programa de Trabajo y Presupuesto

Contratistas

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Obligatorio

Por definir

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Anual

Formato PTP

1) Presentación del formato PTP. Del contenido del Programa de Trabajo y Presupuesto el Operador Petrolero deberá observar los términos establecidos en los Contratos o Asignaciones de que se traten.

Entrega del Programa de Trabajo y Presupuesto.

Contratistas

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Por definir

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Formato PAA-EXP

1) Presentación del formato PPA-EXP. Para el caso de Asignaciones con Planes de Exploración deberá observar los términos establecidos en las Asignaciones de que se traten.

Entrega del Programa de Trabajo y Presupuesto.

Asignatarios

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Obligatorio

Por definir

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Anual

Formato PAA-EXP

1) Presentación del formato PPA-EXP. Para el caso de Asignaciones con Planes de Exploración deberá observar los términos establecidos en las Asignaciones de que se traten.

Entrega del Programa de Trabajo y Presupuesto.

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Formato PAA-EXT

1) Presentación del formato PPA-EXT. Para el caso de Asignaciones con Planes de Desarrollo para la Extracción, se deberán observar los términos establecidos en las Asignaciones de que se traten y presentarse por medio del formato.

Entrega del Programa de Trabajo y Presupuesto

Asignatarios.

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Anual

Formato PAA-EXT

1) Presentación del formato PPA-EXT. Para el caso de Asignaciones con Planes de Desarrollo para la Extracción, se deberán observar los términos establecidos en las Asignaciones de que se traten y presentarse por medio del formato

Entrega del Programa de Trabajo y Presupuesto.

Asignatarios.

Afirmativa

No aplica

Obligatorio

Por definir

Crea

No aplica

Formato MPTP

1) Presentación del formato MPTP y su instructivo 2) Documento que integra la modificación al Programa. 3) La racionalidad y los beneficios de la modificación propuesta. 4) Comparación entre el Programa de Trabajo y Presupuesto aprobado. 5) Comprobante de pago de aprovechamientos respectivo.

Solicitud de Modificación del Programa de Trabajo y Presupuesto.

Contratistas.

Afirmativa

15 días hábiles

Obligatorio

Por definir

Crea

No aplica

Escrito Libre

1) Presentación de un escrito Libre. Describir las actividades que se modifican en el Programa de Trabajo y Presupuesto originalmente presentado.

Aviso de Modificación del Programa de Trabajo y Presupuesto

Asignatarios y Contratistas.

Afirmativa

No aplica

Obligatorio

Por definir

Crea

No aplica

Formato EPH

1) Presentación del formato EPH y su instructivo relativo a la etapa del proceso de exploración correspondiente a la Evaluación del Potencial de Hidrocarburos. 2) 1. DATOS GENERALES DE LA ASIGNACIÓN O CONTRATO 1.1. Localización geográfica y geológica del Área de Asignación o Contrato. 3) 2. IDENTIFICACIÓN DE PLAYS HIPOTÉTICOS Y/O ESTABLECIDOS 2.1. Mapas de los Plays identificados; 2.2. Descripción de cada Play en términos del Yacimiento, Fluidos, roca generadora y propiedades estimadas; 2.3. Presentar un mapa estructural de cada Play. 4) 3. ESTIMACIÓN DE RECURSOS PROSPECTIVOS, POR TIPO DE HIDROCARBURO Y EN PETRÓLEO CRUDO EQUIVALENTE. 5) 4. PORTAFOLIO DE OPORTUNIDADES EXPLORATORIAS Y PROSPECTOS EXPLORATORIOS JERARQUIZADOS 4.1. El portafolio de Oportunidades Exploratorias deberá presentarse en formato de hoja de cálculo editable, indicado por lo menos la siguiente información: a) Provincia geológica; b) Objetivos y profundidad; c) Play; d) Ambiente sedimentario; e) Litología; f) Tipo de trampa; g) Campo análogo; h) Tipo de trayectoria del Pozo exploratorio requerido; i) Tirante de agua o elevación del terreno; j) Área de la Oportunidad Exploratoria (P90, P50, P10 y Pmedia); k) Espesor neto del objetivo (P90, P50, P10 y Pmedia); l) Retos tecnológicos y operativos principales, y m) Cualquier otro que considere relevante. 4.2. Presentar secciones sísmicas representativas interpretadas, correspondientes a los Prospectos Exploratorios descritos. 4.3. Profundidad de los posibles objetivos. 4.4. La probabilidad estimada de éxito geológico, por Prospecto Exploratorio y objetivo, de conformidad con la Tabla I.6. Probabilidad estimada de éxito geológico del formato. 6) 5. RESULTADOS DE LA PERFORACIÓN DE POZOS DE SONDEO ESTRATIGRÁFICO, EN SU CASO. 7) 6. ESCENARIO OPERATIVO SELECCIONADO.

Entrega del informe de Evaluación del Potencial de Hidrocarburos

Asignatarios y Contratistas.

Afirmativa

No aplica

Obligatorio

Por definir

Crea

No aplica

Formato EPH

1) Presentación del formato EPH y su instructivo relativo a la etapa del proceso de exploración correspondiente a la Evaluación del Potencial de Hidrocarburos. 2) 1. DATOS GENERALES DE LA ASIGNACIÓN O CONTRATO 1.1. Localización geográfica y geológica del Área de Asignación o Contrato. 3) 2. IDENTIFICACIÓN DE PLAYS 4) 2.1. Mapas de los Plays identificados; 5) 2.2. Descripción de cada Play en términos del Yacimiento, Fluidos, roca generadora y propiedades estimadas. 6) 3. ESTIMACIÓN DE RECURSOS PROSPECTIVOS, POR TIPO DE HIDROCARBURO Y EN PETRÓLEO CRUDO EQUIVALENTE 7) 4. PORTAFOLIO DE OPORTUNIDADES EXPLORATORIAS Y PROSPECTOS EXPLORATORIOS JERARQUIZADOS 4.1. El portafolio de Oportunidades Exploratorias deberá presentarse en formato de hoja de cálculo editable, indicado por lo menos la siguiente información: a) Provincia geológica; b) Objetivos y profundidad; c) Play; d) Ambiente sedimentario; e) Litología; f) Campo análogo; g) Tipo de trayectoria del Pozo exploratorio requerido; h) Tirante de agua o elevación del terreno; i) Área de la Oportunidad Exploratoria (P90, P50, P10 y Pmedia); j) Espesor neto del objetivo (P90, P50, P10 y Pmedia); k) Retos tecnológicos y operativos principales, y l) Cualquier otro que considere relevante. 4.2. Presentar secciones sísmicas representativas interpretadas, correspondientes a los Prospectos Exploratorios descritos. 4.3. Profundidad de los posibles objetivos. 4.4. La probabilidad estimada de éxito geológico, por Áreas de Interés y objetivo, de conformidad con la Tabla IV.6. Probabilidad estimada de éxito geológico. 8) 5. RESULTADOS DE LA PERFORACIÓN DE POZOS DE SONDEO ESTRATIGRÁFICO, EN SU CASO. 9) 6. ESCENARIO OPERATIVO SELECCIONADO.

Entrega del informe de Evaluación del Potencial de Hidrocarburos

Asignatarios y Contratistas.

Afirmativa

No aplica

Obligatorio

Por definir

Crea

No aplica

Formato ND

1) Presentación del formato ND. 2) 1. Localización geográfica y geológica del descubrimiento. I.1. Identificación de la Asignación o Contrato y su vigencia. I.2. Localización geográfica y geológica del Área de Asignación o Contractual donde ha ocurrido el Descubrimiento con mapas georreferenciados y elementos de referencia: culturales, geológicos, relieve y los demás que el Operador Petrolero considere pertinentes. 3) 2. Información técnica disponible relacionada con el Descubrimiento. 2.1. Secciones sísmicas, estructurales y estratigráficas, interpretadas; considerando al menos una de tipo longitudinal y una transversal de cada uno de los Yacimientos descubiertos. 2.2. Los registros geofísicos interpretados tomados en el Pozo descubridor. 2.3. Resumen de los elementos y procesos esenciales del Sistema Petrolero: a) Roca almacén; b) Roca sello; c) Roca generadora; d) Trampa, y e) Sincronía y migración. 4) 3. Reporte con el análisis de la información anterior, estableciendo los detalles acerca de un posible programa de prueba de producción a pozos y estimulación. 3.1 Descripción detallada de las pruebas de producción realizadas en los Pozos. 3.2 Presentar a nivel de detalle la operación realizada y se deberá reportar la información antes y después de la estimulación de los pozos. 3.3 Las propiedades petrofísicas determinadas y descripción de la metodología e insumos utilizados para dicha determinación. 5) 4. Estimación preliminar de los recursos descubiertos. 4.1. Con base en la información medida y estimada se deberán reportar los recursos contingentes asociados al Descubrimiento realizado para cada Yacimiento por tipo de Hidrocarburo, de conformidad con la Tabla I.8. Recursos contingentes asociados al descubrimiento del formato. En caso de que el Operador Petrolero cumpla con los requisitos establecidos en la metodología de estimación de reservas que adoptó la Comisión para este propósito, deberá indicar las reservas que incorpora en su caso, con el Descubrimiento notificado, para cada Yacimiento por tipo de Hidrocarburo, de conformidad con la Tabla I.9. Reservas que se incorporan con el Descubrimiento notificado del formato. 6) 5. Los criterios preliminares sobre la conveniencia de realizar actividades de evaluación adicionales de dicho Descubrimiento.

Notificación de Descubrimiento.

Asignatarios y Contratistas.

Negativa

20 días hábiles

Obligatorio

Por definir

Crea

No aplica

Formato ND

1) Presentación del formato ND. 2) 1. Localización geográfica y geológica del descubrimiento. 3) 2. Información técnica disponible relacionada con el Descubrimiento. 2.1. Secciones sísmicas y estratigráficas, interpretadas; considerando al menos una de tipo longitudinal y una transversal de cada uno de los Yacimientos No Convencionales descubiertos. 2.2. Los registros geofísicos interpretados tomados en los Pozos. 4) 3. Reporte con el análisis de la información anterior, estableciendo los detalles acerca de un posible programa de prueba de producción a pozos y estimulación 3.1. Descripción detallada de las pruebas de producción realizadas en los Pozos, incluyendo el objetivo, alcance y tiempo de las mismas, así como el adicionando los resultados medidos, de conformidad con la Tabla IV.7. Pruebas de producción, 3.2. Para el caso en el que los Pozos hayan sido estimulados deberá presentar el detalle de la operación realizada y se deberá reportar la información antes y después de la estimulación. 3.3. Las propiedades petrofísicas determinadas y descripción de la metodología e insumos utilizados para dicha determinación. 5) 4. Estimación preliminar de los recursos descubiertos 4.1. Con base en la información medida y estimada se deberán reportar los recursos contingentes asociados al Descubrimiento realizado para cada Yacimiento No Convencional por tipo de Hidrocarburo, de conformidad con la Tabla IV.8. Recursos contingentes asociados al Descubrimiento En caso de que el Operador Petrolero cumpla con los requisitos establecidos en la metodología de estimación de Reservas que adoptó la Comisión para este propósito, deberá indicar las Reservas que incorpora en su caso, con el Descubrimiento notificado, para cada Yacimiento No Convencional por tipo de Hidrocarburo, de conformidad con la Tabla IV.9. Reservas que se incorporan con el Descubrimiento. 6) 5. Los criterios preliminares sobre la conveniencia de realizar actividades de evaluación adicionales de dicho Descubrimiento. 7) 6. Manifestación expresa respecto de la Producción Temprana de acuerdo con el Plan aprobado.

Notificación de Descubrimiento.

Asignatarios y Contratistas.

Afirmativa

20 días hábiles

Obligatorio

Por definir

Crea

No aplica

Formato PE

1) Presentación del formato PE. 2) Comprobante del pago de aprovechamientos. Adjuntar el comprobante del pago de aprovechamientos. 3) 1. Resumen Ejecutivo. 1.1. Objetivo. 1.1.1. Objetivos del Programa de Evaluación. 1.1.2. Alcance. 1.1.3. Principales actividades de evaluación. 1.1.4. Monto de la inversión. 1.1.5. Datos del personal responsable del Programa de Evaluación. 1.1.6. Información adicional. 4) 2. Datos generales y localización geografía y geológica del área de asignación o contrato. 2.1 Identificación de la Asignación o Contrato y su vigencia. 2.2 Localización geográfica y geológica del área correspondiente al descubrimiento a evaluar. 5) 3. Descripción y cronograma de actividades que integran el programa de evaluación. Identificar los diferentes escenarios planeados de acuerdo con la información que se obtenga durante la ejecución del Programa de Evaluación. 3.1 Descripción detallada de cada una de las actividades a realizar en el Programa de Evaluación. 3.2 Cronograma en donde se presenten las actividades descritas en el punto anterior. 3.3 Se deberá completar la Tabla I.3 Posible ubicación de los pozos delimitadores a perforar. 3.4 Programa preliminar de perforación y terminación de los pozos delimitadores. 3.5 Descripción de las pruebas de presión-producción a realizar. 3.6 Descripción de las actividades a realizar que permitan obtener la información técnica. 6) 4. PROGRAMA DE INVERSIONES Y PRESUPUESTO 4.1 PROGRAMA DE INVERSIONES 4.2 PRESUPUESTO 7) 5. MANEJO DE HIDROCARBUROS PRODUCIDOS Y LUGAR DE ENTREGA 5.1 Descripción de los puntos de medición, así como sus instrumentos de medida asociados; 5.2 Tipo de medidor y especificaciones técnicas; 5.3 Incertidumbre asociada a los instrumentos de medida; 5.4 Descripción del manejo de los Hidrocarburos desde el Pozo hasta el punto de medición y comercialización; 5.5 Calidad por tipo de Hidrocarburo obtenidos en superficie y los que en su caso se comercializarán y 5.6 Ubicación en la que se entregarán los Hidrocarburos al comprador o comercializador. 8) 6. PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DE GAS NATURAL ASOCIADO 6.1 El análisis técnico-económico respecto de las alternativas para el Aprovechamiento del gas natural asociado; 6.2 El volumen de Gas Natural asociado que se aprovechará; 6.3 La descripción de las acciones e inversiones para el aprovechamiento, conservación, transferencia, o cuando sea necesaria, la destrucción controlada, en términos del artículo 6 de las Disposiciones Técnicas para el aprovechamiento del gas natural asociado, en la exploración y extracción de hidrocarburos, y 6.4 La descripción general de instalaciones y equipos dedicados en materia de aprovechamiento de gas natural asociado, identificando su ubicación a través de un mapa y croquis descriptivo de éstas. Lo anterior, incluyendo los sistemas de medición disponibles.

Solicitud de probación del Programa de Evaluación.

Asignatarios y Contratistas

Afirmativa

60 días hábiles

Obligatorio

Por definir

Crea

No aplica

Formato PE

1) Presentación del formato PE 2) Comprobante del pago de aprovechamientos. Adjuntar el comprobante del pago de aprovechamientos. 3) 1. Resumen Ejecutivo. 1.1. Objetivo. 1.1.1. Objetivos del Programa de Evaluación. 1.1.2. Alcance. 1.1.3. Principales actividades de evaluación. 1.1.4. Monto de la inversión. 1.1.5. Datos del personal responsable del Programa de Evaluación. 1.1.6. Información adicional. 4) 2. Datos generales y localización geografía y geológica del área de asignación o contrato. 2.1 Identificación de la Asignación o Contrato y su vigencia. 2.2 Localización geográfica y geológica del área correspondiente al descubrimiento a evaluar. 5) 3. Descripción y cronograma de actividades que integran el programa de evaluación. Identificar los diferentes escenarios planeados de acuerdo con la información que se obtenga durante la ejecución del Programa de Evaluación. 3.1 Descripción detallada de cada una de las actividades a realizar en el Programa de Evaluación. 3.2 Cronograma en donde se presenten las actividades descritas en el punto anterior. 3.3 Se deberá completar la Tabla I.3 Posible ubicación de los pozos delimitadores a perforar. 3.4 Programa preliminar de perforación y terminación de los pozos delimitadores. 3.5 Descripción de las pruebas de presión-producción a realizar. 3.6 Descripción de las actividades a realizar que permitan obtener la información técnica. 6) 4. PROGRAMA DE INVERSIONES Y PRESUPUESTO 4.1 PROGRAMA DE INVERSIONES 4.2 PRESUPUESTO 7) 5. MANEJO DE HIDROCARBUROS PRODUCIDOS Y LUGAR DE ENTREGA 5.1 Descripción de los puntos de medición, así como sus instrumentos de medida asociados; 5.2 Tipo de medidor y especificaciones técnicas; 5.3 Incertidumbre asociada a los instrumentos de medida; 5.4 Descripción del manejo de los Hidrocarburos desde el Pozo hasta el punto de medición y comercialización; 5.5 Calidad por tipo de Hidrocarburo obtenidos en superficie y los que en su caso se comercializarán y 5.6 Ubicación en la que se entregarán los Hidrocarburos al comprador o comercializador. 8) 6. PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DE GAS NATURAL ASOCIADO 6.1 El análisis técnico-económico respecto de las alternativas para el Aprovechamiento del gas natural asociado; 6.2 El volumen de Gas Natural asociado que se aprovechará; 6.3 La descripción de las acciones e inversiones para el aprovechamiento, conservación, transferencia, o cuando sea necesaria, la destrucción controlada, en términos del artículo 6 de las Disposiciones Técnicas para el aprovechamiento del gas natural asociado, en la exploración y extracción de hidrocarburos, y 6.4 La descripción general de instalaciones y equipos dedicados en materia de aprovechamiento de gas natural asociado, identificando su ubicación a través de un mapa y croquis descriptivo de éstas. Lo anterior, incluyendo los sistemas de medición disponibles.

Solicitud de probación del Programa de Evaluación para actividades de revaluación de Campos previamente descubiertos sin producción

Asignatarios y Contratistas

Negativa

60 días hábiles

Obligatorio

Por definir

Crea

No aplica

Formato PE

1) Presentación del formato PE. 2) Comprobante del pago de aprovechamientos. Adjuntar el comprobante del pago de aprovechamientos. 3) Apartados del Plan de Evaluación que sufran modificación. 4) Tabla comparativa de los cambios que se proponen. 5) Justificación técnica de las modificaciones al Plan aprobado.

Solicitud de modificación del Programa de Evaluación

Asignatarios y Contratistas.

Afirmativa

60 días hábiles

Obligatorio

Por definir

Crea

No aplica

Escrito Libre

1) Presentación de un escrito Libre. Describir las razones por las que el Operador Petrolero que requiera de una prórroga para presentar el programa devaluación, siempre que así se encuentre establecido en la asignación o contrato del que sea titular

Solicitud de prórroga para presentar el Programa de Evaluación

Asignatarios y Contratistas

Afirmativa

15 días hábiles

Obligatorio

Por definir

Crea

No aplica

Formato PP

1) Presentación del formato PP. 2) Comprobante del pago de aprovechamientos. Adjuntar el comprobante del pago de aprovechamientos. 3) 1. RESUMEN EJECUTIVO 1.1. Objetivo. 1.1.1. Objetivos del Programa Piloto. 1.1.2. Alcance. Descripción de los resultados esperados de la ejecución del Programa Piloto y la estrategia operativa. 1.1.3. Principales actividades de evaluación. Síntesis de las principales actividades del Programa Piloto. 1.1.4. Monto de la inversión. Monto total de la inversión en dólares de los Estados Unidos de América. 1.1.5. Datos del personal responsable del Programa Piloto. Señalar personal encargado del Programa Piloto para la atención de dudas técnicas relativas al contenido del mismo. 1.1.6. Información adicional. Información que el Operador Petrolero considere relevante y necesaria para la evaluación del Plan de Exploración por parte de la Comisión. 4) 2. DATOS GENERALES Y LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA Y GEOLÓGICA DEL ÁREA DE ASIGNACIÓN O CONTRATO 2.1. Identificación de la Asignación o Contrato y su vigencia, y 2.2. Localización geográfica y geológica del área correspondiente al Descubrimiento a evaluar, con mapas georreferenciados y elementos de referencia, culturales, geológicos, relieve, entre otros que el Operador Petrolero considere relevantes. 5) 3. DESCRIPCIÓN Y CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES QUE INTEGRAN EL PROGRAMA PILOTO 3.1 Descripción detallada de cada una de las actividades a realizar en el Programa Piloto. 3.2 Cronograma en donde se presenten las actividades descritas en el punto anterior, calendarizadas por mes, indicando duración y fechas estimadas de inicio y término por actividad y subactividad. 3.3 Se deberá completar la Tabla IV.3. Posible ubicación de los Pozos a perforar, 3.4 Programa preliminar de perforación del o los Pozos Tipos considerados en el Programa Piloto, donde se debe aclarar y detallar las distintas actividades a desarrollar, las cuales pueden ser de manera enunciativa más no limitativa: 3.5 Descripción de las pruebas de producción a realizar 3.6 Descripción de las actividades a realizar que permitan obtener la información técnica. 6) 4. PROGRAMA DE INVERSIONES Y PRESUPUESTO 4.1 PROGRAMA DE INVERSIONES. 4.2 PRESUPUESTO. 7) 5. MANEJO DE HIDROCARBUROS PRODUCIDOS Y LUGAR DE ENTREGA EN CASO DE PRODUCCIÓN TEMPRANA 5.1 Descripción de los puntos de medición, así como sus instrumentos de medida asociados; 5.2 Tipo de medidor y especificaciones técnicas; 5.3 Incertidumbre asociada a los instrumentos de medida; 5.4 Descripción del manejo de los Hidrocarburos desde el Pozo hasta el punto de medición y comercialización; 5.5 Calidad por tipo de Hidrocarburo obtenidos en superficie y los que en su caso se comercializarán y 5.6 Ubicación en la que se entregarán los Hidrocarburos al comprador o comercializador. 8) 6. PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DE GAS NATURAL ASOCIADO EN CASO DE PRODUCCIÓN TEMPRANA 6.1 El análisis técnico-económico respecto de las alternativas para el Aprovechamiento del gas natural asociado; 6.2 El volumen de Gas Natural asociado que se aprovechará; 6.3 La descripción de las acciones e inversiones para el aprovechamiento, conservación, transferencia, o cuando sea necesaria, la destrucción controlada, en términos del artículo 6 de las Disposiciones Técnicas para el aprovechamiento del gas natural asociado, en la exploración y extracción de hidrocarburos, y 6.4 La descripción general de instalaciones y equipos dedicados en materia de aprovechamiento de gas natural asociado, identificando su ubicación a través de un mapa y croquis descriptivo de éstas. Lo anterior, incluyendo los sistemas de medición disponibles.

Solicitud de aprobación del Programa Piloto.

Asignatarios y Contratistas.

Negativa

60 días hábiles

Obligatorio

Por definir

Crea

No aplica

Formato PP

1) Presentación del formato PP. 2) Comprobante del pago de aprovechamientos. Adjuntar el comprobante del pago de aprovechamientos. 3) Apartados del Programa Piloto que sufran modificación. 4) Tabla comparativa de los cambios que se proponen. 5) Justificación técnica de las modificaciones al programa aprobado.

Solicitud de modificación del Programa Piloto.

Asignatarios y Contratistas.

Negativa

35 días hábiles

Obligatorio

Por definir

Crea

No aplica

Escrito libre

1) Presentación de un escrito Libre. Describir las actividades que se modifican en el Programa de Trabajo y Presupuesto originalmente aprobado.

Solicitud de prórroga para presentar el Programa Piloto.

Asignatarios y Contratistas.

Afirmativa

10 días hábiles

Obligatorio

Por definir

Crea

No aplica

Formato IE

1) Presentación del formato IE. 2) Comprobante del pago de aprovechamientos. Adjuntar el comprobante del pago de aprovechamientos. 3) 1. Datos generales de la asignación o contrato 1.1. localización geográfica y geológica del área de asignación o contrato. 4) 2. Identificación de plays hipotéticos y/o establecidos 2.1. Mapas de los Plays identificados; 2.2. Descripción de cada Play en términos del Yacimiento, Fluidos, roca generadora propiedades estimadas; 2.3. Presentar un mapa estructural de cada Play. 5) 3. Estimación de recursos prospectivos, por tipo de hidrocarburo y en petróleo crudo equivalente. 6) 4. Portafolio de oportunidades exploratorias y prospectos exploratorios jerarquizados 4.1. El portafolio de Oportunidades Exploratorias deberá presentarse en formato de hoja de cálculo editable 4.2. Presentar secciones sísmicas representativas interpretadas, correspondientes a los Prospectos Exploratorios descritos. 4.3. Profundidad de los posibles objetivos. 4.4. La probabilidad estimada de éxito geológico, por Prospecto Exploratorio y objetivo, de conformidad con la Tabla I.6. Probabilidad estimada de éxito geológico del formato. 7) 5. Resultados de la perforación de pozos de sondeo estratigráfico, en su caso. 8) 6. Escenario operativo seleccionado.

Aprobación del Informe de Evaluación

Asignatarios y Contratistas

Afirmativa

30 días hábiles

Obligatorio

Por definir

Crea

No aplica

Formato IE.

1) Presentación del formato IE. 2) Comprobante del pago de aprovechamientos. Adjuntar el comprobante del pago de aprovechamientos. 3) 1. REPORTE QUE DESCRIBA TODAS LAS ACTIVIDADES LLEVADAS A CABO POR EL OPERADOR PETROLERO DURANTE EL PROGRAMA PILOTO 1.1. La descripción de las actividades realizadas en el periodo de evaluación, conforme al Programa Piloto aprobado por la Comisión, así como las desviaciones con respecto al mismo, y en su caso las medidas tomadas para compensar dichas desviaciones, y 1.2. Cronograma de actividades, sub-actividades y tareas de evaluación ejecutadas durante el periodo de evaluación. 4) 2. LOS DATOS TÉCNICOS, MAPAS Y REPORTES RELATIVOS AL DESCUBRIMIENTO O ÁREA DE INTERÉS EVALUADOS 2.1. Secciones sísmicas y estratigráficas, interpretadas que considere al menos una de tipo longitudinal y una transversal a cada uno de los Yacimientos No Convencionales descubiertos; 2.2. Análisis de los registros geofísicos y los modelos petrofísicos empleados; 2.3. Mapas topográficos y geológicos en la cima de cada Yacimiento No Convencional; 2.4. Los resultados de los análisis de núcleos y muestras de canal; 2.5. Análisis de los datos de presión volumen y temperatura (PVT) de los fluidos de cada Yacimiento No Convencional, y 2.6. Respecto a la medición de los Hidrocarburos realizada durante su producción 5) 3. ESTIMACIÓN DE LOS VOLÚMENES DE HIDROCARBUROS ASOCIADOS AL DESCUBRIMIENTO Y LA RECUPERACIÓN FINAL DEL MISMO 3.1. Las metodologías utilizadas para el cálculo del volumen original de Hidrocarburos (método volumétrico, balance de materia, simulación numérica); 3.1.1. Para el caso en el que se haya utilizado un modelo de balance de materia, adicionalmente deberá presentar dicho modelo en formato gráfico editable. 3.2. Los recursos asociados al Descubrimiento para cada Yacimiento No Convencional por tipo de Hidrocarburo, de conformidad con la Tabla IV.10. Recursos contingentes asociados al Descubrimiento, 6) 4. Estudio de la viabilidad de desarrollo del área de evaluación 7) 5. Cualquier opinión elaborada por peritos encargados de llevar a cabo estudios operacionales, técnicos y económicos relacionados con el descubrimiento. 8) 6. Cualquier otro hecho considerado relevante por el operador petrolero 9) 7. Conclusiones generales e hipótesis que sirva de sustento para considerar si el descubrimiento puede ser un descubrimiento comercial.

Aprobación del Informe de Evaluación

Asignatarios y Contratistas.

Afirmativa

30 días hábiles

Obligatorio

Por definir

Crea

No aplica

Formato DDC.

1) Presentación del formato DDC. 2) 1. Delimitación y características del área de desarrollo. A. Identificación de la Asignación o Contrato y su vigencia. B. Localización geográfica de la porción del Área de Asignación o Contractual que pretende llevar a Desarrollo, con mapas georreferenciados y elementos de referencia. 3) 2. Manifestación expresa de desarrollar el descubrimiento comercial.

Declaración de Descubrimiento Comercial.

Asignatarios y Contratistas.

Afirmativa

No aplica

Obligatorio

Por definir

Crea

No aplica

Formato DDC

1) Presentación del formato DDC 2) 1. Delimitación y características del área de desarrollo. A. Identificación de la Asignación o Contrato y su vigencia. B. Localización geográfica de la porción del Área de Asignación o Contractual que pretende llevar a Desarrollo, con mapas georreferenciados y elementos de referencia. 3) 2. Manifestación expresa de desarrollar el descubrimiento comercial.

Declaración de Descubrimiento Comercial.

Asignatarios y Contratistas

Afirmativa

No aplica

Obligatorio

Por definir

Crea

No aplica

Escrito libre

1) Presentación de un escrito libre. Describir las razones por las que el Operador Petrolero modificará su plan de exploración porque se dio un incremente o decremento en el Programa de Inversiones.

Aviso de incremento o decremento en el Programa de Inversiones

Asignatarios y Contratistas.

Afirmativa

20 días hábiles

Obligatorio

Por definir

Crea

No aplica

Escrito libre

1) Presentación de un escrito libre. Describir las razones por las que el Operador Petrolero modificará su plan de exploración porque se dio un incremente o decremento en el Programa de Inversiones.

Aviso de incremento o decremento en el Programa de Inversiones.

Asignatarios y Contratistas

Afirmativa

20 días hábiles

Obligatorio

Por definir

Crea

Hasta 1 año

Formato APT

1) Presentación del formato APT. 2) Comprobante del pago de aprovechamientos. Adjuntar el comprobante del pago de aprovechamientos. 3) 1. Resumen Ejecutivo. 1.1 Objetivo I.1.1 Volumen estimado por recuperar de aceite y gas, en su caso, o de gas; I.1.2 Factores de recuperación por Yacimiento de aceite y gas, en su caso, o de gas. 1.2 Alcance 1.2.1 Actividades a realizar 1.2.2 Inversiones 1.2.3 Gastos de operación 1.2.4 Principales tecnologías 1.3 Ubicación geográfica 1.3.1 el polígono que limita el Área de Contractual 1.3.2 La representación de las condiciones superficiales en las que se identifiquen diferentes características. 4) 2. Descripción de los campos y yacimientos dentro del área de asignación o contractual. 2.1 Interpretación sísmica y configuración estructural. 2.2 Geología 2.3 Descripción petrofísica. 2.4 Fluidos 2.5 Información técnica de los Yacimientos 2.6 Descripción 2.6.1 Pozos perforados 2.6.2 Ductos 2.6.3 Infraestructura 5) 3. Programa de Transición 3.1 Actividades del Programa de Transición 3.1.1 Pozos por perforar 3.1.2 Ductos e infraestructura 3.1.2.1 Ductos 3.1.2.2 Infraestructura 3.1.3 Estudios y toma de información 3.1.4 Medición 3.1.5 Comercialización de la Producción 3.1.6 Aprovechamiento de gas 3.1.7 abandono y desmantelamiento 3.2 Producción 3.3 Combinación tecnológica para el plan propuesto 3.4 Programa de Inversiones.

Aprobación del Programa de Transición

Asignatarios y Contratistas.

Afirmativa

30 días hábiles

Obligatorio

Por definir

Crea

hasta 1 años

Formato APT

1) Presentación del formato APT. 2) Comprobante del pago de aprovechamientos. Adjuntar el comprobante del pago de aprovechamientos. 3) 1. Resumen Ejecutivo. 1.1 Objetivo 1.1.1 Volumen estimado por recuperar de aceite y gas, en su caso, o de gas; 1.2. Alcance 1.2.1. Actividades a realizar; 1.2.2. Inversiones; 1.2.3. Gastos de operación; 1.2.4. Principales tecnologías. 1.3. Ubicación geográfica 1.3.1. El polígono que limita el Área de Contractual, y 1.3.2. La representación de la(s) condición(es) superficiales en las que se identifiquen entre otras características: las instalaciones superficiales (Pozos, ductos, líneas de descarga, baterías, separadores, etc.), rasgos topográficos, vías de acceso, cuerpos de agua (si los hay), Zonas de Salvaguarda, poblaciones, división estatal y municipal o algún otro elemento geográfico que se considere importante. 4) 2. Descripción de los campos y yacimientos dentro del área de asignación o contractual. 2.1 Interpretación sísmica y configuración estructural. 2.2 Geología 2.3 Descripción petrofísica. 2.4 Fluidos 2.5 Información técnica de los Yacimientos 2.6 Descripción 2.6.1 Pozos perforados 2.6.2 Ductos 2.6.3 Infraestructura. 5) 3. Programa de Transición 3.1 Actividades del Programa de Transición 3.1.1 Pozos por perforar 3.1.2 Ductos e infraestructura 3.1.2.1 Ductos 3.1.2.2 Infraestructura 3.1.3 Estudios y toma de información 3.1.4 Medición 3.1.5 Comercialización de la Producción 3.1.6 Aprovechamiento de gas 3.1.7 Abandono y desmantelamiento 3.2 Producción 3.3 Combinación tecnológica para el plan propuesto 3.4 Programa de Inversiones.

Aprobación del Programa de Transición

Asignatarios y Contratistas.

Afirmativa

30 días hábilres

Obligatorio

Por definir

Crea

Hasta 1 años

Formato APT

3) 1. Resumen Ejecutivo. 1.1 Objetivo 1.1.1 Volumen estimado por recuperar de aceite y gas, en su caso, o de gas; 1.1.2 Factores de recuperación por Yacimiento de aceite y gas, en su caso, o de gas. 1.2 Alcance 1.2.1 Actividades a realizar 1.2.2 Inversiones 1.2.3 Gastos de operación 1.2.4 Principales tecnologías 1.3 Ubicación geográfica 1.3.1 el polígono que limita el Área de Contractual 1.3.2 La representación de las condiciones superficiales en las que se identifiquen diferentes características. 4) 2. Descripción de los campos y yacimientos dentro del área de asignación o contractual. 2.1 Interpretación sísmica y configuración estructural. 2.2 Geología 2.3 Descripción petrofísica. 2.4 Fluidos 2.5 Información técnica de los Yacimientos 2.6 Descripción 2.6.1 Pozos perforados 2.6.2 Ductos 2.6.3 Infraestructura 5) 3. Programa de Transición 3.1 Actividades del Programa de Transición 3.1.1 Pozos por perforar 3.1.2 Ductos e infraestructura 3.1.2.1 Ductos 3.1.2.2 Infraestructura 3.1.3 Estudios y toma de información 3.1.4 Medición 3.1.5 Comercialización de la Producción 3.1.6 Aprovechamiento de gas 3.1.7 abandono y desmantelamiento 3.2 Producción 3.3 Combinación tecnológica para el plan propuesto 3.4 Programa de Inversiones

Aprobación del Programa de Transición

Asignatarios y Contratistas.

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30 días hábiles

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Hasta 1 años

Formato APT

1) Presentación del formato APT. 2) Comprobante del pago de aprovechamientos. Adjuntar el comprobante del pago de aprovechamientos. 3) 1. Resumen Ejecutivo. 1.1 Objetivo 1.1.1 Volumen estimado por recuperar de aceite y gas, en su caso, o de gas; 1.1.2 Factores de recuperación por Yacimiento de aceite y gas, en su caso, o de gas. 1.2 Alcance 1.2.1 Actividades a realizar 1.2.2 Inversiones 1.2.3 Gastos de operación 1.2.4 Principales tecnologías 1.3 Ubicación geográfica 1.3.1 El polígono que limita el Área de Contractual 1.3.2 La representación de las condiciones superficiales en las que se identifiquen diferentes características. 4) 2. Descripción de los campos y yacimientos dentro del área de asignación o contractual. 2.1 Interpretación sísmica y configuración estructural. 2.2 Geología 2.3 Descripción petrofísica. 2.4 Fluidos 2.5 Información técnica de los Yacimientos 2.6 Descripción 2.6.1 Pozos perforados 2.6.2 Ductos 2.6.3 Infraestructura 5) 3. Programa de Transición 3.1 Actividades del Programa de Transición 3.1.1 Pozos por perforar 3.1.2 Ductos e infraestructura 3.1.2.1 Ductos 3.1.2.2 Infraestructura 3.1.3 Estudios y toma de información 3.1.4 Medición 3.1.5 Comercialización de la Producción 3.1.6 Aprovechamiento de gas 3.1.7 Abandono y desmantelamiento 3.2 Producción 3.3 Combinación tecnológica para el plan propuesto 3.4 Programa de Inversiones

Aprobación del Programa de Transición

Asignatarios y Contratistas.

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Hasta 1 años

Formato APT

1) Presentación del formato APT. 2) Comprobante del pago de aprovechamientos. Adjuntar el comprobante del pago de aprovechamientos. 3) 1. Resumen Ejecutivo. 1.1 Objetivo 1.1.1 Volumen estimado por recuperar de aceite y gas, en su caso, o de gas; 1.1.2 Factores de recuperación por Yacimiento de aceite y gas, en su caso, o de gas. 1.2 Alcance 1.2.1 Actividades a realizar 1.2.2 Inversiones 1.2.3 Gastos de operación 1.2.4 Principales tecnologías 1.3 Ubicación geográfica 1.3.1 El polígono que limita el Área de Contractual 1.3.2 La representación de las condiciones superficiales en las que se identifiquen diferentes características. 4) 2. Descripción de los campos y yacimientos dentro del área de asignación o contractual. 2.1 Interpretación sísmica y configuración estructural. 2.2 Geología 2.3 Descripción petrofísica. 2.4 Fluidos 2.5 Información técnica de los Yacimientos 2.6 Descripción 2.6.1 Pozos perforados 2.6.2 Ductos 2.6.3 Infraestructura 5) 3. Programa de Transición 3.1 Actividades del Programa de Transición 3.1.1. Intervenciones a Pozos 3.1.2 Ductos e infraestructura 3.1.2.1 Ductos 3.1.2.2 Infraestructura 3.1.3 Estudios y toma de información 3.1.4 Medición 3.1.5 Comercialización de la Producción 3.1.6 Aprovechamiento de gas 3.1.7 Abandono y desmantelamiento 3.2 Producción 3.3 Combinación tecnológica para el plan propuesto 3.4 Programa de Inversiones.

Aprobación del Programa de Transición.

Asignatarios y Contratistas.

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Formato APT

1) Presentación del formato APT. 2) Comprobante del pago de aprovechamientos. Adjuntar el comprobante del pago de aprovechamientos. 3) 1. Resumen Ejecutivo. 1.1 Objetivo 1.1.1 Volumen estimado por recuperar de aceite y gas, en su caso, o de gas; 1.2 Alcance 1.2.1 Actividades a realizar 1.2.2 Inversiones 1.2.3 Gastos de operación 1.2.4 Principales tecnologías 1.3 Ubicación geográfica 1.3.1 El polígono que limita el Área de Contractual 1.3.2 La representación de las condiciones superficiales en las que se identifiquen diferentes características. 4) 2. Descripción de los campos y yacimientos dentro del área de asignación o contractual. 2.1 Interpretación sísmica y configuración estructural. 2.2 Geología 2.3 Descripción petrofísica. 2.4 Fluidos 2.5 Información técnica de los Yacimientos 2.6 Descripción 2.6.1 Pozos perforados 2.6.2 Ductos 2.6.3 Infraestructura 5) 3. Programa de Transición 3.1 Actividades del Programa de Transición 3.1.1 Intervenciones a Pozo 3.1.2 Ductos e infraestructura 3.1.2.1 Ductos 3.1.2.2 Infraestructura 3.1.3. toma de información 3.1.4 Medición 3.1.5 Comercialización de la Producción 3.1.6 Aprovechamiento de gas 3.1.7 Abandono y desmantelamiento 3.2 Producción 3.3 Combinación tecnológica para el plan propuesto 3.4 Programa de Inversiones.

Aprobación del Programa de Transición.

Asignatarios y Contratistas.

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Formato SPA-EXP

1) Presentación del formato SPA-EXP. 2) Datos Generales del Asignatario. Esta sección debe de llenarse con los siguientes datos de identificación del Asignatario: I. Número y nombre (s) de Identificador(es) de Asignación o Asignaciones. Anote el número y nombre que corresponde a la Asignación. II. Autorización expresa para ser notificado y recibir comunicaciones por medio de correo electrónico. En caso de marcar NO, no existirá comunicación electrónica entre la Comisión y el Solicitante. III. Correo electrónico para recibir notificaciones en la Ciudad de México. Anotar los números telefónicos con la clave lada de la ciudad y número, aclarando si son teléfonos fijos o celulares, en donde pueda ser localizado el representante legal. 3) Modalidad de seguimiento a Asignaciones de Exploración. En esta sección deberá seleccionar si el tramite está relacionado a un Plan de Exploración, Programa de Evaluación. 4) Informe de seguimiento a Planes de Exploración, Programas de Evaluación o Programa de Trabajo. En esta sección deberá seleccionar el tipo de tabla que se presenta o Programa Piloto. I. Tabla de Informe Mensual de Actividades en Asignaciones de Exploración. Seleccionar en caso de adjuntar tabla. II. Tabla de Informe Mensual de Inversiones en Asignaciones de Exploración. Seleccionar en caso de adjuntar tabla. III. Tabla Programa de Trabajo Anual de Actividades. Seleccionar en caso de adjuntar tabla. IV. Tabla Programa de Trabajo Anual de Inversiones. Seleccionar en caso de adjuntar tabla.

Reporte de Seguimiento.

Asignatarios.

Afirmativa

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Obligatorio

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Formato SPA-EXT

1) Presentación del formato SPA-EXT. 2) Datos Generales del Asignatario. Esta sección debe de llenarse con los siguientes datos de identificación del Asignatario: I. Nombre del Asignatario. II. Número y nombre (s) de Identificador(es) de Asignación o Asignaciones. Anote el número y nombre que corresponde a la Asignación. III. Autorización expresa para ser notificado y recibir comunicaciones por medio de correo electrónico. En caso de marcar NO, no existirá comunicación electrónica entre la Comisión y el Solicitante. IV. Correo electrónico para recibir notificaciones en la Ciudad de México. Anotar los números telefónicos con la clave lada de la ciudad y número, aclarando si son teléfonos fijos o celulares, en donde pueda ser localizado el representante legal. 3) Tablas de seguimiento a Planes de desarrollo para la Extracción. En esta sección deberá seleccionar el tipo de informe mensual que se presenta. I. Tabla de Informe Mensual de Actividades en Asignaciones de Extracción. II. Tabla de Informe Mensual de Inversiones en Asignaciones de Extracción. III. Tabla de Programa de Trabajo Anual en Asignaciones de Extracción IV. Tabla de Programa de Inversiones Anual en Asignaciones de Extracción.

Reporte de Seguimiento

Asignatarios.

Afirmativa

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Obligatorio

Por definir

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Formato SPC

1) Presentación del formato SPC. 2) Datos Generales del Operador Petrolero. Esta sección debe de llenarse con los siguientes datos de identificación del Operador Petrolero: I. Contrato. Anote el número y en su caso, el nombre que corresponde a su Contrato. II. Fecha efectiva. III. Contratista. IV. Plan o Programa. V. Fecha de aprobación. VI. Vigencia del plan. VII. Modificación (Sí/No). VIII. Fecha de última modificación. IX. Autorización expresa para ser notificado y recibir comunicaciones por medio de correo electrónico. En caso de marcar NO, no existirá comunicación electrónica entre la CNH y el solicitante. X. Correo electrónico para recibir notificaciones. Anotar el correo electrónico en el que desea recibir notificaciones oficiales de la CNH 3) Modalidad de seguimiento a Contratos para la Exploración y Extracción. En esta sección deberá seleccionar si el trámite está relacionado a un Plan o Programa de Exploración. I. Plan de Exploración. Marque esta casilla en caso de que su trámite esté relacionado a un Plan de Exploración. II. Plan de Desarrollo para la Extracción. Marque esta casilla en caso de que su trámite esté relacionado a un Plan de Desarrollo para la Extracción. III. Programa de Evaluación. Marque esta casilla en caso de que su trámite esté relacionado con un Programa de Evaluación. IV. Programa de Transición. Marque esta casilla en caso de que su trámite esté relacionado con un Programa de Transición. V. Programa de Trabajo y Presupuesto. Marque esta casilla en caso de que su trámite esté relacionado con un Programa de Trabajo y Presupuesto

Reporte de Seguimiento.

Contratistas.

Afirmativa

No aplica

Obligatorio

Por definir

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No aplica

Formato SPS

1) Presentación del formato SPS. 2) Datos Generales I. Denominación o razón social II. RFC. III. Folio mercantil de persona moral en el Registro Público de la Propiedad y del Comercio. Asignación o contrato IV. Fecha efectiva: DD/MM/AAA V. Contrato No. VI. Proveedor VII. Mecanismo de Contratación VIII. Mecanismo de Contratación IX. Nombre del contrato 2 X. Fecha de inicio del contrato XI Fecha de terminación del contrato 2 XII. Vigencia del contrato 2 XIII. Objeto del contrato 2 XIV. Autorización expresa para recibir notificaciones de la CNH por medios electrónicos XV. Correo electrónico para recibir notificaciones y comunicaciones con la Comisión. XVI. Monto (USD) XVII. Monto (PESOS) XVIII. Tipo de cambio (PESOS) XIX. Fecha al tipo de Cambio 3) Tipo de Plan. Seleccionar el tipo de plan o programa que corresponde al Contrato del cual es titular. I. Plan de Exploración II. Plan de Desarrollo para la Extracción III. Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales IV. Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos no Convencionales V. Programa de Transición VI. Programa de Trabajo y Presupuesto. 4) Modalidad de Informe I. Mensual II. Trimestral

Reporte de Seguimiento

Contratistas.

Afirmativa

No aplica

Obligatorio

Por definir

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No aplica

Escrito libre

1) Presentación de un escrito libre. Describir las determinaciones de los operadores respecto de considerar pertinente la producción de hidrocarburos durante la ejecución del plan de Exploración.

Aviso de Producción Temprana.

Contratistas

Afirmativa

No aplica

Obligatorio

Por definir

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No aplica

Escrito libre

1) Presentación de un escrito libre. Describir las razones por las que el Operador Petrolero modificará su programa de evaluación porque se dio un incremento o decremento en el Programa de Inversiones.

Aviso de incremento o decremento en el Programa de Inversiones

Asignatarios y Contratistas.

Afirmativa

No aplica

Obligatorio

Por definir

Crea

No aplica

Escrito libre

1) Presentación de un escrito libre. Describir las razones por las que el Operador Petrolero modificará su programa de evaluación porque se dio un incremento o decremento en el Programa de Inversiones

Aviso de incremento o decremento en el Programa de Inversiones

Asignatarios y Contratistas.

Afirmativa

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Obligatorio

Por definir

Establecen obligaciones

Artículo 1.

Se establece el objeto de los Lineamientos, así como los elementos y procesos que deberán seguir los Operadores Petroleros a fin de obtener la aprobación o autorización de los Planes de Exploración y Desarrollo para la Extracción de hidrocarburos. La presente acción regulatoria define el alcance del anteproyecto de Lineamientos de Planes, generando certeza jurídica del cumplimiento de las acciones regulatorias que integran los lineamientos.

Establecen obligaciones

Artículo 2

Se establece el ámbito de aplicación e interpretación del anteproyecto. La presente acción regulatoria define el alcance del anteproyecto de Lineamientos de Planes, generando certeza jurídica del cumplimiento de las acciones regulatorias que integran los Lineamientos.

Establecen obligaciones

Artículo 2, segundo párrafo

Con el fin de que los Operadores Petroleros conozcan el alcance de un Plan aprobado por la Comisión, el anteproyecto de Lineamientos establece que los Operadores Petroleros deberán realizar las actividades de Exploración y Extracción de hidrocarburos conforme a los Planes.

Establecen obligaciones

Artículo 3

Se establecen las definiciones que serán aplicables en los Lineamientos. Lo anterior, tiene la finalidad de identificar y definir los conceptos más importantes y con utilidad para la correcta aplicación de la regulación. Al establecer estas definiciones se homologan conceptos a los cuales se hace referencia a lo largo de los Lineamientos de Planes, lo cual otorga certeza jurídica a los Operadores Petroleros.

Establecen obligaciones

Artículo 4 párrafo quinto

Con el objetivo de evitar retrasos en la sustanciación de los diversos trámites establecidos en los Lineamientos de Planes, así como para aclarar las dudas de los sujetos regulados derivadas de las observaciones que la Comisión realice a la información presentada esta regulación establece un mecanismo que permite que estos soliciten la celebración de audiencias y reuniones de trabajo, o bien que la Comisión los cite para comparecer.

Establecen obligaciones

Artículo 9

Establece la obligación para los Operadores Petroleros de cumplir con los plazos establecidos en las asignaciones o contratos que correspondan, para la presentación de los planes, notificación de un descubrimiento comercial, programas de evaluación, programas piloto, programas de transición entre otros. El objetivo de la presente acción regulatoria es brindar certidumbre jurídica a los Operadores Petroleros que se encuentren sujetos a los plazos y procedimientos establecidos en los contratos o asignaciones, los cuales son homólogos a los establecidos en los Lineamientos. En consecuencia, la presente acción regulatoria no genera costos adicionales en virtud de que la obligación de cumplir con los términos y plazos establecidos por la autoridad se encuentra estipulado en el capítulo cuarto de Ley Federal de Procedimiento Administrativo.

Establecen obligaciones

Artículo 20, último párrafo

EI anteproyecto de Lineamientos de Planes prevé que la aprobación de los programas de aprovechamiento de gas natural asociado, económicamente viables y los mecanismos de medición, conforme a la normativa aplicable son condición necesaria para la aprobación del plan de desarrollo para la extracción. Lo anterior no genera costos adicionales en virtud de que la obligación de obtener la aprobación ya se encuentra estipulada en los ordenamientos jurídicos que en la materia ha emitido la Comisión.

Establecen obligaciones

Artículo 27

Establece la obligación para los Operadores Petroleros de cumplir con los plazos establecidos en las asignaciones o contratos que correspondan, para la presentación de los programas de trabajo y presupuesto. El objetivo de la presente acción regulatoria es brindar certidumbre jurídica a los operadores petroleros que se encuentren sujetos a los plazos y procedimientos establecidos en los contratos o asignaciones. En consecuencia, la presente acción regulatoria no genera costos adicionales en virtud de que la obligación de cumplir con los términos y plazos establecidos por la autoridad se encuentra estipulado en los contratos y asignaciones, siendo supletorio el anteproyecto de Lineamientos de Planes.

Establecen obligaciones

Artículo 109, segundo párrafo.

Establece la obligación a los Operadores Petroleros de permitir el acceso en todo momento al personal de la comisión y a los terceros independientes. Esto tiene como finalidad que la Comisión pueda verificar en todo momento, el cumplimiento por parte del operador de los Planes de Exploración y de desarrollo para la Extracción de hidrocarburos, de conformidad con el artículo 22 fracción XIII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética. Lo cual no representa ningún costo para los Operadores Petroleros ya que la Comisión absorbe las erogaciones correspondientes a los recursos humanos y financieros, para su realización.

Establece procedimientos de obtención de licencias, permisos o autorizaciones como requisito para iniciar operaciones, o bien iniciar alguna actividad adicional.

Los Operadores Petroleros deberán obtener la aprobación de la Comisión previo al inicio de la ejecución de las actividades del Plan de Exploración y del Plan de Desarrollo para la Extracción.

Las acciones regulatorias que promueven la competencia y que se encuentran contenidas en la regulación propuesta corresponden al i] artículo 10. De la aprobación previa de los Planes, ii] artículo 15. De la solicitud de aprobación del Plan, iii] Artículo 21. De los supuestos de modificación del Plan y iv] artículo 22. De los requisitos para solicitar la modificación del Plan.

Las acciones regulatorias anteriormente referidas promoverán la competencia en el sentido de que los agentes económicos que participen en las actividades de Exploración y Extracción de hidrocarburos mediante asignaciones a empresas productivas del Estado o a través de contratos con éstas o con empresas particulares nacionales o internacionales, deberán presentar para su probación los Planes para la Exploración o de los Planes de Desarrollo para la Extracción de hidrocarburos, los cuales contienen soluciones técnicas, operativas y económicas que aplicará en cada una de las etapas que componen la cadena de valor de la Exploración y Extracción de los hidrocarburos y las fases relativas a la elaboración y ejecución de los programas de trabajo propuestos. En consecuencia, los Operadores Petroleros que no cuenten con un dictamen de aprobación de los Planes, no podrán llevar acabo las actividades asociadas al Plan que presenta. Lo anterior promoverá que los agentes que participen en el mercado cumplan con los mismos requisitos para desarrollar las actividades de Exploración y de Desarrollo para la Extracción, fomentando una misma base de competencia

Se requiere contar con instrumento jurídico que regule las actividades de Exploración y Extracción de hidrocarburos a fin de que los Operadores Petroleros tengan certeza jurídica de las condiciones bajo las cuales deberán operar, maximizando el factor de recuperación de hidrocarburos y otorgando mayor dinamismo a la interacción de los oferentes y demandantes. Aunado a lo anterior, el artículo 44 de la Ley de hidrocarburos establece que los Asignatarios y Contratistas, previo a ejecutar el Plan de Exploración o el Plan de Desarrollo para la Extracción, deberán contar con la aprobación por parte de la Comisión, a fin de que el desarrollo de las actividades de Exploración y Extracción de hidrocarburos se lleven a cabo maximizando la productividad del Área Contractual o de Asignación.

Se analizaron alternativas de carácter voluntario y esquemas de autorregulación; incentivos económicos e incluso la alternativa de no emitir regulación; sin embargo, en dichos esquemas la Comisión no tiene la facultad de exigir el cumplimiento de los elementos técnicos-económicos que deben observar los Operadores Petroleros relativo a las actividades de Exploración y Extracción de hidrocarburos, lo anterior en detrimento de la consecución de la elevación del factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de Petróleo y de Gas Natural en el largo plazo, así como su sustentabilidad

Establece requisitos técnicos, administrativos o de tipo económico para que los agentes participen en el(los) mercado(s)

Se establecen acciones regulatorias que deben cumplir los Operadores Petroleros que realicen actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en cuanto a la aprobación de los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción, a fin de que puedan llevar acabo las actividades referidas

Las acciones regulatorias que promueven la competencia y que se encuentran contenidas en la regulación propuesta corresponden al i] artículo 10. De la aprobación previa de los Planes, ii] artículo 11. De los programas, iii] artículo 13. De los avisos y reportes, iv] artículo 15. De la solicitud de aprobación del Plan, v] Artículo 21. De los supuestos de modificación del Plan, vi] artículo 22. De los requisitos para solicitar la modificación del Plan, vii] artículo 27. De la presentación del Programa de Trabajo y Presupuesto, viii] artículo 33. De la modificación del Programa de Trabajo y Presupuesto, ix] artículo 42. Del informe de Evaluación del Potencial de Hidrocarburos, x] artículo 44. De la notificación de un Descubrimiento, xi] artículo 47. Del Programa de Evaluación, xi] artículo 54. Del informe de evaluación, xii] artículo 58. De la declaración de Descubrimiento Comercial, xiii] artículo 65. Del Programa de Transición derivado de un proceso de migración, xiv] artículo 73. De los elementos del Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales, xv] artículo 77. Del informe de Evaluación del Potencial de Hidrocarburos de Yacimientos No Convencionales, xvi] Artículo 79. De la notificación de un Descubrimiento, xvii] Artículo 82. Del Programa Piloto, xviii] Artículo 89. Del informe de evaluación, xix] artículo 93. De la declaración de Descubrimiento Comercial, xx] Artículo 95. De los elementos del Plan de Desarrollo para la Extracción y xxi] Artículo 99. De las modificaciones al Plan de Desarrollo para la Extracción, xxii] artículo 100. Del Programa de Transición para Yacimientos No Convencionales.

Las acciones regulatorias anteriormente referidas promoverán la competencia en el sentido de que todas las empresas que participen en estas actividades deberán cumplir con los elementos técnicos-económicos que se requieren en los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción. En este sentido, el anteproyecto de Planes promoverá que los oferentes que participen en el mercado cumplan con los mismos requisitos para desarrollar las actividades de Exploración y de Desarrollo para la Extracción, fomentando una misma base de competencia.

Se requiere contar con instrumento jurídico que regule los requisitos técnicos, administrativos y de tipo económico que se solicitan en los Planes de Exploración y Extracción de hidrocarburos a fin de que los Operadores Petroleros tengan certeza jurídica de las condiciones bajo las cuales deberán operar, maximizando el factor de recuperación de hidrocarburos y otorgando mayor dinamismo a la interacción de los oferentes y demandantes.

Se analizaron alternativas de carácter voluntario y esquemas de autorregulación; incentivos económicos e incluso la alternativa de no emitir regulación; sin embargo, en dichos esquemas la Comisión no tiene la facultad de exigir el cumplimiento de los elementos técnicos-económicos que deben observar los Operadores Petroleros relativo a las actividades de Exploración y Extracción de hidrocarburos, lo anterior en detrimento de la consecución de la elevación del factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de Petróleo y de Gas Natural en el largo plazo, así como su sustentabilidad.

$1,012,378 pesos

1

$1,715,519,900 pesos

Los costos asociados al cumplimiento de la regulación de mérito se estimaron mediante la Metodología del Costeo Estándar (en adelante, “MCE”) (el MCE permite identificar actividades comunes o estándar que se deben realizar para cumplir con una obligación, que son determinados por las horas dedicadas a la actividad y monetizar el costo por hora promedio. Fuente: Implementación del Modelo de Costeo Estándar: Lecciones y Experiencias de México, COFEMER, noviembre, 2012). En este proceso de costeo se recabaron datos como el plazo máximo de respuesta, el sector económico sobre el que impacta la regulación, el número de requisitos nuevos, el número de requisitos vigentes, el instrumento jurídico que representa el trámite y la distribución de tiempo que se le asigna a cada profesional encargados en cumplir con la regulación. De lo anterior, los parámetros se combinaron para obtener los valores de la carga administrativa y del costo de oportunidad y, por ende, determinar el costo económico total de los trámites. En este contexto, se identificaron las acciones regulatorias que constituyen un costo de cumplimiento al Operador Petrolero, las cuales se encuentran contenidas en diversos trámites asociados al anteproyecto regulación siendo los siguientes: i. Solicitud de aprobación del Plan: Plan de Exploración; ii. Solicitud de aprobación del Plan: Plan de Desarrollo para la Extracción; iii. Solicitud de Aprobación del Plan: Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales; iv. Solicitud de Aprobación del Plan: Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales; v. Solicitud de Modificación al Plan: Plan de Exploración; vi. Solicitud de Modificación del Plan: Plan de Desarrollo para la Extracción; vii. Solicitud de Modificación del Plan: Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales; viii. Solicitud de modificación al Plan; Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales; ix. Solicitud de Aprobación del programa de Trabajo y presupuesto: Primer Programa de Trabajo y Presupuesto asociado a Contratos con recuperación de costos; x. Solicitud de Aprobación del Programa de Trabajo y Presupuesto: Programa de Trabajo y Presupuesto anual, asociado a Contratos con recuperación de costos; xi. Entrega del Programa de Trabajo y Presupuesto; Primer Programa de Trabajo y Presupuesto, asociado a Contratos sin recuperación de costos; xii. Entrega del Programa de Trabajo y Presupuesto: Programa de Trabajo y Presupuesto anual, asociado a Contratos sin recuperación de costos; xiii. Entrega del Programa de Trabajo y Presupuesto: Primer Programa de Trabajo y Presupuesto asociado a Asignación de Exploración; xiv. Entrega del Programa de Trabajo y Presupuesto: Programa de Trabajo y Presupuesto anual, asociado a Asignación de Exploración; xv. Entrega del Programa de Trabajo y Presupuesto: Primer Programa de Trabajo y Presupuesto, asociado a Asignación de Extracción; xvi. Entrega del Programa de Trabajo y Presupuesto: Segundo Programa de Trabajo y Presupuesto asociado a Asignación de Extracción; xvii. Solicitud de modificación del Programa de Trabajo y Presupuesto: Programa de Trabajo y Presupuesto asociado a un Contrato con recuperación de costos; xviii. Aviso de Modificación del Programa de Trabajo y Presupuesto: Programa de Trabajo y Presupuesto asociado a un Contrato sin recuperación de costos; xix. Entrega del informe de Evaluación del Potencial de Hidrocarburos: Yacimientos Convencionales; xx. Entrega del informe de Evaluación del Potencial de Hidrocarburos de Yacimientos No Convencionales: Yacimientos No Convencionales; xxi. Notificación de Descubrimiento: Yacimientos Convencionales; xxii. Notificación de Descubrimiento: Yacimientos no Convencionales; xxiii. Solicitud de aprobación del Programa de Evaluación; xxiv. Solicitud de probación del Programa de Evaluación para actividades de revaluación de Campos previamente descubiertos; xxv. Solicitud de modificación del programa de Evaluación; xxvi. Solicitud de prórroga para presentar el Programa de Evaluación; xxvii. Solicitud de aprobación del Programa Piloto; xxviii. Solicitud de modificación del Programa Piloto; xxix. Solicitud de prórroga para presentar el Programa Piloto; xxx. Aprobación del Informe de Evaluación: Programa de Evaluación; xxxi. Aprobación del Informe de Evaluación: Programa Piloto; xxxii. Declaración de Descubrimiento Comercial: Yacimientos Convencionales; xxxiii. Declaración de Descubrimiento Comercial: Yacimientos No Convencionales; xxxiv. Aviso de Incremento o decremento en el Programa de Inversiones: Yacimientos Convencionales; xxxv. Aviso de Incremento en el Programa de Inversiones: Yacimientos No Convencionales; xxxvi. Aprobación del Programa de Transición: Migración Yacimientos Convencionales; xxxvii. Aprobación del Programa de Transición: Migración Yacimientos No Convencionales; xxxviii. Aprobación del Programa de Transición: Áreas a resguardo del Estado en Producción de Yacimientos Convencionales; xxxix. Aprobación del Programa de Transición: Áreas a resguardo del Estado en Producción de Yacimientos No Convencionales; xl. Aprobación del Programa de Transición: Producción Temprana Yacimientos Convencionales; xli. Aprobación del Programa de Transición: Producción Temprana Yacimientos No Convencionales; xlii. Reporte Seguimiento: Asignaciones de Exploraciones; xliii. Reporte de Seguimiento: Asignaciones de Extracción; xliv. Reporte Seguimiento: Contratos; xlv. Reporte de Seguimiento: Contratos (formato SPS); xlvi. Aviso Producción Temprana; xlvii. Aviso de incremento o decremento en el Programa de Inversiones: Programa de Evaluación y xlviii. Aviso de incremento o decremento en el Programa de Inversiones: Prueba Piloto.

i. De acuerdo con la MCE, el primer componente del costo por trámite se obtuvo a partir del cálculo de la carga administrativa. En este sentido, se cuantifico el monto de los requisitos que integran cada trámite en razón del número de horas necesarias para cumplir la actividad asociada al requisito por el costo de elaboración del mismo (determinado por el salario por hora de persona con las competencias requeridas). En sentido, mediante el producto de la suma de las cargas administrativas de todos los requisitos (Tabla a), se obtuvo la carga administrativa por trámite, siendo la siguiente: La carga administrativa por los 48 trámite es de $1,012,378 pesos. ii. El segundo componente del costo de cada trámite se obtuvo mediante el costo de oportunidad, el cual se define como los recursos que dejan de fluir en la economía dado que la Autoridad tarda un cierto tiempo en dar resolución al agente regulado. El costo de oportunidad se calculó de la siguiente forma: CO= ((Ki+Ci+W)*r)/M)*Tl Donde: • Ki = La formación bruta de capital del subsector 211 de extracción de petróleo y gas es de $174,484,545,000 pesos (Fuente: Instituto Nacional de Estadística y Geografía (INEGI). Censos Económicos 2014). • Ci = El costo fijo del subsector 211 de extracción de petróleo y gas es de $140,420,044 pesos (Fuente: INEGI, Censos Económicos 2014). • W = El ingreso promedio de los socios en el sector hidrocarburos es de $1,841 pesos (Fuente: INEGI, Censos Económicos 2014). • Tl = El plazo de Resolución de cada trámite. • M = Las unidades económicas en el subsector 211 de extracción de petróleo y gas son 66 unidades (Fuente: INEGI, Censos Económicos 2014). • r = La tasa diaria de rendimiento anualizado de los CETES a 28 días es de 0.015% (Fuente: Banco de México, 2018). La información estadística que se utilizó en la cuantificación del costo de oportunidad se obtuvo del Censo Económico 2014, publicado por el Instituto Nacional de Estadística y Geografía (INEGI) en 2014, cuyo nivel de desagregación permitió obtener las variables que integran la formula del costo de oportunidad, constituyendo la mejor información disponible al momento del análisis. De acuerdo con los rubros descritos anteriormente, el costo de oportunidad (Tabla b) de cada trámite. El costo de oportunidad por los 48 trámite es de $512,776,900 pesos. El costo de oportunidad únicamente es evaluado en aquellos trámites en que la autoridad tiene un plazo máximo de respuesta, ya que en los informes o avisos, con la presentación de la información requerida se emite resolución en la que se tiene por cumplido el trámite. iii) Por último, se cuantificó el Costo Económico Total Agregado, el cual se obtuvo del producto del costo económico total multiplicado por la frecuencia de entrega del trámite o la suma del producto de la carga administrativa multiplicada por la frecuencia de entrega del trámite y el producto del costo de oportunidad multiplicado por la frecuencia de entrega del trámite (Tabla c). En ese sentido se identificaron 48 trámites en la regulación con un costo estimado de $1,715,519,900 pesos.

$1,715,519,900 pesos

Los Asignatarios y Contratistas que lleven a cabo las actividades de Exploración y Extracción de hidrocarburos en México

1

$24,421,009 pesos

1

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Los Asignatarios y Contratistas que lleven a cabo las actividades de Exploración y Extracción de hidrocarburos en México.

Los beneficios de la regulación se determinan a partir del análisis prospectivo asociado a la implementación del anteproyecto de Lineamientos de Planes. En este sentido, se estimó el impacto en el volumen de producción de hidrocarburos en el corto plazo a consecuencia de la entrada en vigor del anteproyecto de Lineamientos de Planes, lo anterior mediante acciones de simplificación y estandarización de las actividades de Exploración y Desarrollo para la Extracción de hidrocarburos, específicamente a través de la reestructura y simplificación del proceso de aprobación de los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción, así como sus modificaciones y procesos asociados. Para el análisis de escenarios prospectivos, se tomó como base la serie de tiempo de la producción de petróleo en México en el horizonte temporal 2015 – 2020 (Gráfica 3). Asimismo, los componentes del análisis quedan determinados por la estimación de la producción de hidrocarburos en México para la serie de tiempo de 2019 – 2032 y la extrapolación del parámetro de incidencia de una política pública que regule la instauración de un método incremental del volumen máximo de petróleo crudo y gas natural en el mediano y largo plazo. Aunado a lo anterior, para la elaboración de los escenarios se tomó hipótesis la producción del campo TSIMIN, la cual posee características representativas de los campos de la cuenca sureste. El campo productor TSIMIN se ubica en aguas territoriales del Golfo de México, aproximadamente a 62 km de la Terminal marítima de Dos Bocas, Paraíso, Tabasco. A finales del año 2012, el campo productor TSIMIN inició su producción, la cual fue de aproximadamente 72,000 bpd. No obstante, a partir del análisis de la producción de los últimos 5 años del campo TSIMIN, se estima que su producción continúe declinando en el corto y mediano plazo a un rango aproximado del 3.5% al 4% anual (Gráfica 4). De forma general, se estima que la producción de hidrocarburos de la cuenca sur sea soportada por una gran cantidad de yacimientos pequeños. Por lo anterior, las cuencas del sureste mantendrán una tasa decreciente en la producción de hidrocarburos, por ende, resulta indispensable la reestructura y simplificación del proceso de aprobación de los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción, así como sus modificaciones y procesos asociados, a fin de impulsar la dinámica de exploración de nuevos pozos e incrementar el volumen de los pozos que actualmente producen. En este tenor, para el análisis de escenarios prospectivos se incluyeron dos escenarios: el escenario A. quedo constituido por la producción anual de petróleo crudo en el campo TSIMIN, así como el pronóstico de su producción para los años 2019 y 2020, el escenario B. quedó integrado por la producción anual de petróleo crudo en el campo TSIMIN, incorporando la producción para los años 2019 y 2020 bajo el supuesto del impacto en el volumen de producción de hidrocarburos en el corto plazo a consecuencia de la entrada en vigor del anteproyecto.

El primer beneficio está determinado por el escenario A. en el cual se determinó que la producción estimada de petróleo crudo en el campo TSIMIN decrecería en un rango del 3.5% al 2.5% para el periodo de 2020 a 2040, pasando de 22.6 mbd en 2019 a 12.2 mbd en 2040, lo cual en términos monetarios representa una reducción en el ingreso de $12,890,744 pesos. El segundo beneficio queda determinado por el escenario B. en el cual se determinó que la producción estimada de petróleo crudo en el campo TSIMIN tiene una recuperación aproximada del 14.6% para el periodo de 2020 a 2040, pasando de 23.2 mbd en 2019 a 13.9 mbd en 2040, lo cual en términos monetarios representa un incremento en el ingreso de $11,530,265 pesos. De acuerdo a lo anterior, el beneficio asociado a la entrada en vigor de los Lineamientos de Planes queda constituido por el costo de oportunidad asociado a la reducción de la producción petróleo crudo en el campo TSIMIN, la cual asciende a $12,890,744 pesos, más el incremento en la producción estimada de petróleo crudo en el campo TSIMIN derivado de la reestructura y simplificación del proceso de aprobación de los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción, la cual asciende a $11,530,265 pesos. De acuerdo con la información presentada por los Operadores Petroleros a la Comisión, se estima que a 2019 la Comisión lleve a cabo la aprobación de 73 dictámenes de aprobación de Planes. En consecuencia, el beneficio neto derivado de la entrada en vigor de los Lineamientos de Planes es de aproximadamente $1,782,733,655 pesos (Tabla 5).

$1,782,733,655 pesos

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Formación de grupo de trabajo / comité técnico para la elaboración conjunta del anteproyecto

De conformidad con el artículo 28 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética contarán con un Consejo Consultivo, cuya naturaleza es ser órgano propositivo y de opinión que tiene por objeto contribuir al procedimiento de consulta pública para analizar los criterios de regulación contenidos en las disposiciones administrativas de carácter general que expidan los órganos. En consecuencia, el 17 de septiembre de 2018 se llevó a cabo la sesión de consejo consultivo para presentar el anteproyecto regulatorio e iniciar el procedimiento de consulta pública del mismo, con el fin de recabar los comentarios y opiniones de los distintos sectores de la industria. Derivado de la referida sesión, se tomaron los siguientes puntos de acuerdo: a) los integrantes del Consejo Consultivo se comprometen a enviar sus observaciones y comentarios dentro del plazo acordado; la Comisión revisará los comentarios y opiniones presentadas y elaborará una relación que se integrará en el proceso deliberativo, y c) La relación de los comentarios y opiniones presentados será publicada en la página electrónica de la Comisión para dar continuidad al proceso consultivo.

La Comisión recibió diversos comentarios de los diversos sectores de la industria, los cuales fueron evaluados y se dio respuesta a cada uno de ellos. El resultado del proceso de consulta pública quedó plasmado en la versión del anteproyecto de Lineamientos de Planes que se presenta a la CONAMER para su consulta pública y dictaminación.