Proyecto de inversión en empresa petrolera en México

Vista previa del material en texto

UNIVERSIDAD VERACRUZANA 
Instituto de Investigaciones y Estudios Superiores de las Ciencias 
Administrativas 
 
Proyecto de inversión para la creación de una empresa 
petrolera multidisciplinaria en México 
 
TESIS 
 
QUE PARA OBTENER EL GRADO DE: 
MAESTRO EN ADMINISTRACIÓN 
 
PRESENTA 
AXEL RAMSÉS DAVIDOVICH CASTELLANOS 
 
Director 
Mtro. Gustavo Lorenzo García López 
 
Xalapa, Veracruz, México 
Diciembre de 2019 
 
Resumen 
La Reforma Energética y los sucesos económicos mundiales en el mercado de la 
industria de hidrocarburos han generado nuevas dinámicas en la forma en la que se rige 
la evaluación, planeación y ejecución de un proyecto que se realice en México en sus 
reservas/yacimientos, desde los cambios de normas en lo que son los tratos directos y/o 
contratos con Pemex para licitar un bloque con nuevos reacomodos a la ley y la 
adaptación al mercado volátil en la compra y venta de un barril de crudo mexicano contra 
la competencia que se enfrenta México con las mezclas de hidrocarburos y la calidad que 
ofrece al mercado. El objetivo de este trabajo es realizar un estudio y diseñar una 
estrategia para entrar a las nuevas oportunidades que ofrece la industria petrolera. En 
este trabajo hay 5 capítulos descriptivos: Antecedentes del Sector Energético; Estudio de 
Mercado; Estudio Técnico y el Estudio Financiero, definiendo con ellos, lo que se 
denominará como Flex Services S.A. de C.V., El proyecto de inversión para competir con 
empresas locales e internacionales en la contratación y subcontratación de proyectos 
petroleros manteniendo estabilidad y éxito financiero a un plazo de cinco años. Cabe 
mencionar que se encontraron resultados favorables al encontrar un nicho del mercado 
a partir del análisis de la oferta y demanda de los servicios integrales petroleros más 
relevantes en la industria que permitió elegir la tecnología de tubería flexible por su 
adaptabilidad y definir los rangos mínimos de operación para el funcionamiento en las 
cuestiones económicas importantes para el proyecto de inversión resultando con 
observaciones favorables como se describe en este documento. 
 
Contenido 
Agradecimientos .................................................................................................................................... 13 
Introducción 1 
Capítulo 1 Antecedentes del sector energético ...................................................................................... 4 
1.1 El sector energético antes de la Reforma ....................................................................................... 4 
1.2 La Reforma Energética en México ................................................................................................ 10 
1.2.1 Impacto de la Reforma Energética en México ..................................................................... 12 
1.2.2 Aspectos Legales para empresas privadas post Reforma Energética ................................. 16 
1.3 Un estudio de viabilidad de una empresa privada en el sector energético ..................................... 27 
1.3.1 Pregunta de investigación .................................................................................................. 27 
1.3.2 Variables de estudio ........................................................................................................... 27 
1.3.3 Objetivos ............................................................................................................................ 27 
1.3.4 Objetivos específicos ......................................................................................................... 28 
1.4 Conclusiones ............................................................................................................................... 28 
Capítulo 2 Estudio del mercado ........................................................................................................... 31 
2.1 Antecedentes ............................................................................................................................... 31 
2.2 Análisis de la demanda ................................................................................................................ 32 
2.3 Análisis de la oferta ...................................................................................................................... 39 
2.4 Servicios Integrales de Tubería Flexible. ...................................................................................... 39 
2.5 Análisis de los precios .................................................................................................................. 44 
2.6 Comercialización .......................................................................................................................... 46 
2.7 Conclusiones ............................................................................................................................... 47 
Capítulo 3 Estudio técnico ................................................................................................................... 49 
3.1 Macro localización del proyecto .................................................................................................... 49 
3.2 Micro localización ......................................................................................................................... 51 
3.3 Ingeniería del proyecto ................................................................................................................. 52 
3.3.1 Análisis del proceso de producción ..................................................................................... 52 
3.3.2 Tamaño del despacho ........................................................................................................ 53 
3.3.3 Organización de la empresa ............................................................................................... 53 
3.3.4 Distribución y adecuación de las oficinas centrales ............................................................. 64 
3.3.5 Requerimientos de mobiliario y equipo. .............................................................................. 68 
3.3.6 Requerimientos de equipo y programas.............................................................................. 70 
3.3.7 Equipo de Transporte. ........................................................................................................ 71 
3.3.8 Unidad de Tubería Flexible. ................................................................................................ 72 
3.3.9 Marco legal de la empresa ................................................................................................. 73 
3.3.10 Registros y trámites de la empresa ..................................................................................... 76 
3.3.11 Puesta en marcha de la empresa ....................................................................................... 76 
3.4 Conclusiones ............................................................................................................................... 77 
Capítulo 4 Estudio financiero. .............................................................................................................. 78 
4.1 Inversión del proyecto. ................................................................................................................. 78 
4.1.1 Inversión Fija. ..................................................................................................................... 78 
4.1.2 Capital de Trabajo. ............................................................................................................. 79 
4.1.3 Inversión Total.................................................................................................................... 80 
4.2 Depreciación ................................................................................................................................80 
4.3 Financiamiento del proyecto. ........................................................................................................ 80 
4.3.1 Aportación de socios .......................................................................................................... 80 
4.3.2 Financiamiento bancario..................................................................................................... 81 
4.4 Proyección de Estados Financieros. ............................................................................................. 82 
4.4.1 Proyección del Estado de Resultados. ................................................................................ 82 
4.4.2 Flujo de Efectivo. ................................................................................................................ 84 
4.5 Proyección del Balance general. .................................................................................................. 85 
4.5.1 Proyección del Balance General por 5 años. ...................................................................... 86 
4.6 Punto de Equilibrio. ...................................................................................................................... 88 
4.7 CONCLUSIONES. ....................................................................................................................... 89 
Capítulo 5 Evaluación Financiera ........................................................................................................ 90 
5.1 VPN y TIR. ................................................................................................................................... 90 
5.2 Análisis de Sensibilidad ................................................................................................................ 92 
5.2.1 Disminución del 10% de los ingresos. ................................................................................. 92 
5.2.2 Aumento de los gastos del 10%. ........................................................................................ 93 
5.4 Conclusiones ............................................................................................................................... 94 
Conclusiones generales ......................................................................................................................... 95 
Referencias bibliográficas ...................................................................................................................... 97 
Anexos 103 
Anexo 1. Contratos de Pemex 2003 - 2017 ...................................................................................... 103 
Anexo 2. Nómina de la Empresa. ..................................................................................................... 108 
Anexo 3. Instalaciones. .................................................................................................................... 121 
Anexo 3.Mobiliario y Equipo ............................................................................................................. 122 
Anexo 4. Software. ........................................................................................................................... 137 
Anexo 5. Equipo de Tubería Flexible. ............................................................................................... 138 
Anexo 6. Equipo de Campo y Seguridad .......................................................................................... 144 
Anexo 6. Material de Oficina............................................................................................................. 152 
Anexo 7. Amortización del Crédito. ................................................................................................... 153 
Anexo 8. Análisis de Sensibilidad. .................................................................................................... 154 
 
 
Índice de Imágenes 
Imagen 1. Diagnóstico de la infraestructura energética pre-reforma.......................................................... 6 
Imagen 2. Evolución de la industria energética en comparación con otros países. .................................. 10 
Imagen 3. Nuevo modelo de producción de acuerdo con la reforma energética con mecanismos de 
asignación de actividades................................................................................................... 11 
Imagen 4. Diagrama de asignación de tipos de contratos por la SENER y SHCP. .................................. 12 
Imagen 5. Prospectiva de reservas de hidrocarburos 1P, 2P y 3P prometedoras en México. .................. 13 
Imagen 6. Mapa de Plan Quinquenal de licitaciones agendadas para la asignación de exploración y 
explotación de hidrocarburos 2015 – 2019. ........................................................................ 14 
Imagen 7. Diagrama de flujo de visión de la estructura del mercado en México. ..................................... 24 
Imagen 8. Nuevo contexto en el sector energético en México................................................................. 25 
Imagen 9. Régimen fiscal del sector petrolero. ....................................................................................... 26 
Imagen 10. Régimen fiscal de las asignaciones. .................................................................................... 26 
Imagen 11. Historial de fluctuaciones del precio por barril de EE. UU. a nivel mundial. ........................... 30 
Imagen 12. Representación Gráfica del Historial de Inversión de Petróleos Mexicanos a la iniciativa 
privada durante los años 2003 a 2018. ............................................................................... 33 
Imagen 13. Ilustración de la inversión por Unidad Administrativa (2003 – 2018) en pesos. ..................... 36 
Imagen 14. Número de contratos por año por dirección del periodo 2003 a 2018. .................................. 37 
Imagen 15. Distribución de contratos por año por dirección del perdido 2003 a 2018. ............................ 37 
Imagen 16. Agenda Hacendaria para Pemex 2019-2020. ....................................................................... 38 
Imagen 17. Ilustración de un equipo de tubería flexible en superficie accionando sobre el pozo. ............ 42 
Imagen 18. Datos estadísticos ilustran las actividades que ofrece la T.F. y que actualmente se 
emplean. ............................................................................................................................ 43 
Imagen 19. Reservas 1P (Probadas) en México año 2018. .................................................................... 49 
Imagen 20. Comparativa de reservas convencionales y no convencionales a nivel federal. .................... 50 
Imagen 21. Prospectiva de reservas de hidrocarburos 1P, 2P y 3P prometedoras en México. ................ 51 
Imagen 22. Propuesta de ubicación de oficinas centrales Flex Services S.A. de C.V. ............................. 52 
Imagen 23. Organigrama de la empresa. ............................................................................................... 54 
Imagen 24. Distribución de las oficinas centrales, primer piso. ............................................................... 65 
Imagen 25. Distribución de las oficinas centrales, segundo piso. ............................................................ 66 
Imagen 26. Distribución del centro de almacenamiento de UTF.............................................................. 67 
Imagen 27. Punto de Equilibrio............................................................................................................... 89 
Imagen 28. Oficinas centrales. ............................................................................................................. 121 
Imagen 29. Bodega de Almacenamiento. ............................................................................................. 121Imagen 30. Silla Ejecutiva Soria Café. .................................................................................................. 122 
Imagen 31. Silla Apilable Cairo Plástico Negro. .................................................................................... 122 
Imagen 32. Archivero 3 Gavetas MP6M gris. ........................................................................................ 123 
Imagen 33. Silla Ejecutiva Lubec Polipiel Negro. .................................................................................. 123 
Imagen 34. Escritorio En L Skanon (Chocolate/Fresno). ....................................................................... 124 
Imagen 35. Escritorio En L Skanon (Ginger, Melamina). ....................................................................... 124 
Imagen 36. Escritorio Ejecutivo Skanor Nogalum (Nogal). .................................................................... 125 
Imagen 37. Escritorio Ejecutivo Red Top Maximo (Mdf). ....................................................................... 125 
Imagen 38. Credenza Baja Vista Izq Con 2 Cajones Ceniza Con Blanco. ............................................. 126 
Imagen 39. Credenza Baja 2 Vistas C/Cajones Ceniza C/Bco. ............................................................. 126 
Imagen 40. Librero Ejecutivo Red Top Wonderful (Blanco, Mdf). .......................................................... 127 
Imagen 41. Mesa Para Junta Circular 1.20 Mt Roble/Gris..................................................................... 127 
Imagen 42. Centro De Trabajo Od Space (Negro/Natural). ................................................................... 128 
Imagen 43. Mesa De Trabajo Coscorp Cannes (Beige, Mdf). ............................................................... 128 
Imagen 44. AmazonBasics, Juego de Cortinas Opacas para Oscurecimiento con Ojales, 106 x 244 
cm, Dark Grey. ................................................................................................................. 129 
Imagen 45. 2018 HP Elite 8300 SFF Small Form Factor Business Desktop Computer, Intel Quad-
Core i7-3770 up to 3.9Ghz CPU, 8GB RAM, 256GB SSD, DVD, USB 3.0, Windows 10 
Professional. .................................................................................................................... 129 
Imagen 46. Impresora Brother multifunción versión XL. ........................................................................ 130 
Imagen 47. Proyector Profesional Portátil FULL HD 23000 Lumens. .................................................... 130 
Imagen 48. Computadora mini Intel Celeron N3050. ............................................................................ 131 
Imagen 49. Pizarrón Blanco 40 x 60. .................................................................................................... 131 
Imagen 50. Televisión VIZIO D4OF-G9 D Series. ................................................................................. 132 
Imagen 51. Teléfono Alámbrico Panasonic KX-YS550. ........................................................................ 132 
Imagen 52. Mesa Redonda Lifetime 1.52m. ......................................................................................... 133 
Imagen 53. Juego 4 Sillas Lifetime. ...................................................................................................... 133 
Imagen 54. Minisplit Mirage 12,000 BTUs. ........................................................................................... 134 
Imagen 55. Ventilador HOLMES HTF3110A – BTM. ............................................................................ 134 
Imagen 56. Cámaras de Seguridad Hikvisión, 4 pzs. ............................................................................ 135 
Imagen 57. Candado de Acero 80mm. ................................................................................................. 135 
Imagen 58. Alarma Inámbrica Hibrida Casa Seguridad Inteligente. ....................................................... 136 
Imagen 59. Software especializado para Tubería Flexible. ................................................................... 137 
Imagen 60. Equipo de Tubería Flexible (1/6). ....................................................................................... 138 
Imagen 61. Equipo de Tubería Flexible (2/6). ....................................................................................... 139 
Imagen 62. Equipo de Tubería Flexible (3/6). ....................................................................................... 140 
Imagen 63. Equipo de Tubería Flexible (4/6). ....................................................................................... 141 
Imagen 64. Equipo de Tubería Flexible (5/6). ....................................................................................... 142 
Imagen 65. Equipo de Tubería Flexible (6/6). ....................................................................................... 143 
Imagen 66 . Carrete de Remplado de Tubería Flexible. ........................................................................ 143 
Imagen 67. Cámara Fotográfica AZ401. ............................................................................................... 144 
Imagen 68. Casco de Seguridad. ......................................................................................................... 144 
Imagen 69. Lentes de Seguridad. ......................................................................................................... 145 
Imagen 70. Ojeras Auditivas. ............................................................................................................... 145 
Imagen 71. Equipo de respiración autónoma. ....................................................................................... 146 
Imagen 72. Guantes de Seguridad. ...................................................................................................... 146 
Imagen 73. Faja de Carga. ................................................................................................................... 147 
Imagen 74. Botas de Seguridad. .......................................................................................................... 147 
Imagen 75. Overol de Trabajo. ............................................................................................................. 148 
Imagen 76. Radios de Comunicación dos vías BaoFeng BF-8885. ....................................................... 148 
Imagen 77. Mochila Paramédico Primeros Auxilios. ............................................................................. 149 
Imagen 78. Camioneta Nissan NP 300. ................................................................................................ 149 
Imagen 79. Costo Mantenimiento Camioneta Nissan NP 300. .............................................................. 150 
Imagen 80. Seguro Camioneta Nissan NP300...................................................................................... 151 
 
Índice de Tablas 
Tabla 1. Comparación de México vs otros países en infraestructura. ...................................................... 16 
Tabla 2. Contenido de iniciativas de leyes constituyentes a la Reforma Energética. ............................... 17 
Tabla 3. Comparativo de algunos aspectos antes y después de la Reforma Energética. ........................ 29 
Tabla 4. Historial de inversión por Unidad Administrativa (2003 – 2007) al sector privado por medio 
de contratos abiertos en pesos. .......................................................................................... 34 
Tabla 5. Historial de inversión por Unidad Administrativa (2008 – 2012) al sector privado por medio 
de contratos abiertos en pesos. .......................................................................................... 34 
Tabla 6. Historial de inversión por UnidadAdministrativa (2013 – 2017) al sector privado por medio 
de contratos abiertos en pesos. .......................................................................................... 35 
Tabla 7. Historial de inversión por Unidad Administrativa (2018) al sector privado por medio de 
contratos abiertos en pesos. ............................................................................................... 35 
Tabla 8. Resumen de la inversión total realizada por PEP al sector privado por dirección en el 
periodo 2003 – 2018. ......................................................................................................... 35 
Tabla 9. Tabla de Contratos por Schlumberger y Halliburton. ................................................................. 44 
Tabla 10 Descripción del Puesto: Gerente General. ............................................................................... 55 
Tabla 11. Descripción del Puesto: Secretaria. ........................................................................................ 55 
Tabla 12. Descripción del Puesto: Intendente. ........................................................................................ 56 
Tabla 13. Descripción del Puesto: Asesor Contable. .............................................................................. 56 
Tabla 14. Descripción del Puesto: Asesor en Ingeniería. ........................................................................ 56 
Tabla 15. Descripción del Puesto: Asesor en Medio Ambiente. .............................................................. 57 
Tabla 16. Descripción del puesto: Coordinador administrativo. ............................................................... 57 
Tabla 17.Descripción del puesto de Gerente general de campo. ............................................................ 58 
Tabla 18. Descripción del puesto de: Supervisor QHSSE (Quality Health Safety Security and 
Environment). ..................................................................................................................... 58 
Tabla 19. Descripción del puesto: Encargado de logística y mantenimiento. ........................................... 59 
Tabla 20. Descripción del puesto: Ingeniero de operaciones. ................................................................. 59 
Tabla 21. Puesto: Ingeniero de campo. .................................................................................................. 60 
Tabla 22. Puesto: Operador de grúa. ..................................................................................................... 60 
Tabla 23. Puesto: Operador de unidad de Tubería Flexible (Set Coil Tubing). ........................................ 61 
Tabla 24. Puesto: Operador de bomba de alta presión (UAP). ................................................................ 61 
Tabla 25. Puesto: Operador de unidad de nitrógeno. .............................................................................. 62 
Tabla 26. Cuotas Obrero-Patronales. ..................................................................................................... 63 
Tabla 27. Nómina mensual Trabajadores Riesgo Clase I........................................................................ 63 
Tabla 28. Nómina mensual Trabajadores Riesgo Clase IV. .................................................................... 63 
Tabla 29. Nómina mensual Asesores de la Empresa. ............................................................................. 64 
Tabla 30. Total de la nómina mensual de Administración de la empresa. ............................................... 64 
Tabla 31. Costo de renta y servicios básicos mensuales. ....................................................................... 67 
Tabla 32. Mobiliario. Gerente general. .................................................................................................... 68 
Tabla 33. Mobiliario. Coordinador administrativo. ................................................................................... 68 
Tabla 34. Mobiliario. Sala de conferencia. .............................................................................................. 68 
Tabla 35. Mobiliario. Personal de Campo. .............................................................................................. 69 
Tabla 36. Mobiliario. Asesores. .............................................................................................................. 69 
Tabla 37. Mobiliario. Área de recepción. ................................................................................................. 69 
Tabla 38. Mobiliario. Patio. ..................................................................................................................... 69 
Tabla 39. Mobiliario. Centro de almacenamiento. ................................................................................... 69 
Tabla 40. Mobiliario. Seguridad de las instalaciones. .............................................................................. 70 
Tabla 41. Resumen de importes de mobiliario. ....................................................................................... 70 
Tabla 42. Equipo de cómputo (hardware). .............................................................................................. 70 
Tabla 43. Equipo para trabajo de campo y Equipo de protección personal (EPP). .................................. 71 
Tabla 44. Equipo de transporte para planilla de campo. ......................................................................... 71 
Tabla 45. Mantenimiento para el equipo de transporte. .......................................................................... 71 
Tabla 46. Seguro para el equipo de transporte. ...................................................................................... 71 
Tabla 47. Unidad de Tubería Flexible (UTF). .......................................................................................... 72 
Tabla 48. Costo Mantenimiento de la UTF (por cada proyecto realizado). .............................................. 72 
Tabla 49. Carrete de Remplazo UTF (Se remplaza por cada 5 proyectos realizados). ............................ 73 
Tabla 50. Programas (software, renta anual). ......................................................................................... 73 
Tabla 51. Registros y trámites. ............................................................................................................... 76 
Tabla 52. Cronograma de actividades para la puesta en marcha de la empresa. .................................... 77 
Tabla 53. Inversión Fija de Flex Services S.A. de C.V. ........................................................................... 79 
Tabla 54. Capital de Trabajo. ................................................................................................................. 79 
Tabla 55. Inversión Inicial del Proyecto. ................................................................................................. 80 
Tabla 56. Depreciación Anual total de Equipo, Mobiliario y Maquinaria. .................................................. 80 
Tabla 57. Aportación de los socios. ........................................................................................................ 81 
Tabla 58. Opción de financiamiento del proyecto.................................................................................... 81 
Tabla 59. Resumen anual del financiamiento. ........................................................................................ 81 
Tabla 60. Proyección de Ingresos a 5 años. ........................................................................................... 82 
Tabla 61. Proyección de Estado de Resultados a 5 años. ...................................................................... 84 
Tabla 62. Resumen del Flujo de Efectivo. ..............................................................................................85 
Tabla 63. Flujo de Efectivo de los socios. ............................................................................................... 85 
Tabla 64. Balance General Inicial. .......................................................................................................... 86 
Tabla 65. Balance General tomando proyectado a cinco años. ............................................................... 87 
Tabla 66. Punto de Equilibrio (2019 - 2023). ........................................................................................... 88 
Tabla 67. Flujo de la empresa. ............................................................................................................... 91 
Tabla 68. Evaluación de la empresa. ..................................................................................................... 91 
Tabla 69. Flujo de la empresa con 10% de disminución en los ingresos. ................................................ 92 
Tabla 70. Evaluación del proyecto con 10% de disminución de ingresos. ............................................... 92 
Tabla 71. Flujo del proyecto con aumento de 10% en los gastos. ........................................................... 93 
Tabla 72. Evaluación del proyecto con aumento del 10% en los gastos. ................................................. 93 
Tabla 73. Tabla de Contratos en servicios de Tubería Flexible mencionados en PEP 2003 - 2014. ...... 103 
Tabla 74. Gerente General. .................................................................................................................. 108 
Tabla 75. Coordinador Administrativo. .................................................................................................. 109 
Tabla 76. Secretaria ............................................................................................................................. 110 
Tabla 77. Intendente. ........................................................................................................................... 111 
Tabla 78. Gerente General de Campo. ................................................................................................. 112 
Tabla 79. Ingeniero en Operaciones. .................................................................................................... 113 
Tabla 80. Supervisor QHSSE. .............................................................................................................. 114 
Tabla 81. Encargado de Logística y Mantenimiento. ............................................................................. 115 
Tabla 82. Ingeniero de Campo. ............................................................................................................ 116 
Tabla 83. Operador de Grúa. ............................................................................................................... 117 
Tabla 84. Operador de UTF. ................................................................................................................ 118 
Tabla 85. Operador de UAP. ................................................................................................................ 119 
Tabla 86. Operador Unidad de Nitrógeno. ............................................................................................ 120 
Tabla 87. Material de oficina utilizado mensualmente (Incluyendo consumibles de computo). .............. 152 
Tabla 88. Estimación de Gastos en lubricantes y Combustibles para Equipo de Transporte y UTF. ...... 152 
Tabla 89. Amortización del Crédito. ...................................................................................................... 153 
Tabla 90. Estado de resultados proyectado a 5 años con 10 en disminución de ingresos. .................... 154 
Tabla 91. Estado de resultados proyectado a 5 años con 10 en aumento de gastos. ............................ 155 
 
 
 
Agradecimientos 
 
Dedico este trabajo principalmente a Dios por permitirme 
haber llegado hasta este momento tan importante de mi 
carrera, mi familia por haber sido el pilar de apoyo para toda 
mi carrera universitaria, a todas esas personas especiales que 
siempre han estado a mi lado, con todo cariño y amor a mi 
padre León que se encuentra en el cielo y nos dejó los 
cimientos para seguir creciendo, mi madre Laura que 
siempre ha puesto su espíritu y dedicación en mí, mi 
hermano León que siempre me ha apoyado 
incondicionalmente y única hermandad siempre estando por 
mí en todos los momentos, a mi novia Madai por ser tan 
cariñosa y demostrarme un amor inmenso. 
 
De manera especial a mis tutores de tesis, el Mtro. Gustavo 
L. García López, la Dra. Teresa García López, la Mtra. Martha 
Oliva Zarate y al Mtro. Jorge Ramírez Juárez por haberme 
guiado, no solo en la elaboración de este trabajo de 
titulación, sino a lo largo de mi carrera universitaria y 
haberme brindado el apoyo para desarrollarme 
profesionalmente y seguir cultivando mis valores. 
1 
 
Introducción 
El informe más reciente de Petroleos Mexicanos (2016, págs. 7-10), señala que durante 
2016, se consideraron como parte del programa de ajuste al presupuesto por 100 mil 
millones de pesos, tres líneas de acción: 1) generar eficiencias y reducir costos en gastos 
de operación y de servicios personales; 2) renegociar tarifas con proveedores y 
contratistas y 3) optimizar el mantenimiento de equipos; diferir y replantear inversiones 
comprometiendo lo menos posible la producción futura; así como suspender proyectos 
no rentables bajo un escenario de precio para la mezcla mexicana de exportación de 25 
US$/b. 
En contraste, en el año 2012 hubo un “incremento en el precio promedio de venta de la 
mezcla de crudo mexicano en los mercados internacionales, mostrando un ligero 
aumento, superior a los 101.09 dólares” (Petroleos Mexicanos, 2012). 
El período cuatrienio 2012 – 2016 marcó una caída turbulenta para la mezcla mexicana 
debido a factores internos y externos trayendo consigo consecuencias en cadena a la 
economía del país, como por ejemplo el clima de la geopolítica internacional que impactó 
la oferta y demanda del barril de crudo Mexicano (GOSWAMI, 2012). 
En la reforma establecida en 2013, nuevas leyes (Ley de Hidrocarburos y la Ley de 
Ingresos Sobre Hidrocarburos) contribuyeron a poner fin al monopolio nacional que la 
empresa energética estatal tuvo sobre la exploración y producción de petróleo durante 
siete décadas. Su objetivo fue poner un alto a varios años de declive en la producción 
petrolera debido al lento desarrollo del sector público, entre otras limitantes, el cual 
carecía de la tecnología necesaria para aprovechar oportunidades de perforación en 
aguas profundas o con gas y petróleo no convencional (Reed, 2017). 
Es por ello, que la actual Reforma Energética y los sucesos económicos mundiales en el 
mercado de la industria de hidrocarburos han generado nuevas dinámicas en la manera 
en la que se lleva a cabo la evaluación, la planeación y la ejecución de un proyecto que 
se realice en México en sus reservas/yacimientos. Se tienen desde los cambios de 
normas en lo referente a los tratos directos y/o contratos con Pemex para licitar un terreno 
(bloque) de propiedad nacional para operaciones de exploración y extracción (upstream), 
así como el manejo y refinación de hidrocarburos (downstream) hasta los nuevos 
2 
 
reacomodos en la estructura de la ley y la importancia de la adaptación al mercado 
fluctuante en la compra y venta del barril de crudo mexicano considerando la competencia 
a la que se enfrenta México a nivel mundial, respecto a la mezcla de hidrocarburo y la 
calidad que ofrece al mercado. 
Considerando lo antes mencionado, en este proyecto de inversión se plantea como 
objetivo general, “Proponer las características de funcionamiento operativo de una 
empresa orientada a prestar servicios a Pemex Exploración y Producción (PEP)”, y para 
alcanzarlo, sedesarrolló a través del siguiente capitulado. 
En primer capítulo de este trabajo se describen los antecedentes metodológicos y el 
marco referencial de la Reforma Energética, el impacto que ha tenido en México con la 
explotación de hidrocarburos y los nuevos cambios jurídicos que se han tenido, 
cambiando la dinámica de realizar convenios y celebrando contratos con la paraestatal 
conocida como Petróleos Mexicanos (PEMEX), al mismo tiempo se mencionan los 
problemas y obstáculos que ha sufrido la industria petrolera de este país, de esta manera 
el capítulo se establece como base de referencia para la primera parte del contenido de 
este proyecto. 
En el segundo capítulo, se da un seguimiento del Estudio de Mercado, orientado 
particularmente la identificación de la oferta y la demanda a través del análisis del historial 
de contratos que ha ofertado Pemex durante la trayectoria registrada del 2003 al 2017. 
Así mismo, se analizan las compañías que han cubierto los servicios solicitados, el tipo 
de contrato, los montos cobrados y la duración promedio en días. Con esta información, 
se delimitan los tipos de servicios que ofrecerá la empresa que se propone en este 
trabajo, permitiéndole establecer una dirección o el rumbo que tomará para su desarrollo 
en México. 
A través de la toma de decisiones fundamentadas con datos del capítulo anterior, en el 
tercer capítulo denominado Estudio Técnico, se delimita la ubicación, presupuesto, el 
marco jurídico y otros aspectos importantes del proyecto, mismos que se basan en 
información proporcionada por documentos gubernamentales y no gubernamentales de 
la situación en México y sus reservas petroleras, con mayor actividad dentro del país. 
3 
 
El cuarto capítulo del análisis financiero se revisa y analiza mediante una simulación de 
las actividades de la empresa las necesidades de inversión y financiamiento necesarios 
para identificar el tiempo que se requiere para obtener un retorno de inversión de la 
empresa y se presentan las proyecciones financieras de trabajo considerando los 
aspectos del mercado de los servicios que se proveen en la industria petrolera, la 
evaluación financiera busca definir una respuesta de cuanto viable será este proyecto, 
seguido por las conclusiones generales que concluirán este trabajo de investigación. 
Se concluye de este trabajo que la proyección de la empresa que se denomina por 
nombre jurídico de Flex Services S.A. de C.V. puede tener éxito en las pésimas 
condiciones contando con un flujo de ingresos mínimos a partir de los contratos 
estimados, datos que se sustrajeron del capítulo del análisis del mercado. La empresa 
tiene la capacidad para mantener estabilidad financiera y crecimiento en la industria 
petrolera como proveedora de servicios de tubería flexible para Pemex y otras 
compañías. 
 
4 
 
Capítulo 1 Antecedentes del sector energético 
1.1 El sector energético antes de la Reforma 
Desde que en México surgiera Petróleos Mexicanos como una entidad titán a nivel 
mundial en el sector de petróleo y gas en el Siglo XX, participó en el sector privado hasta 
1938, año de la expropiación y la nacionalización petrolera, que ha permanecido sin 
cambios de infraestructura para optimizar su operación en materia de exploración, 
explotación y manejo de hidrocarburos. 
En 1958, Don Adolfo Ruíz Cortines crea una nueva ley reglamentaria que dicta en donde 
los contratos privados fueron prohibidos y Pemex es puesto como unico operador por 
más de 30 años. En varias ocaciones en los años 1995, 2003 y 2008, se permitió el 
avance para la participación limitada del sector privado en la industria petrolera por la 
implementacion de nuevas reformas (Pemex, 2014). 
A lo largo de 76 años la industria del petroleo y gas, permanecieron sin cambios al 
contrario de otros paises que implementaron sus primeras rondas de licitacion abriendo 
al mercado externo su industria del petroleo y gas como Brasil, Colombia y Noruega.” 
(Enríquez, 2013). 
La industria petrolera en México se encontraba monopolizada por una sola entidad 
conocida con el nombre de PEMEX (Petróleos Mexicanos), dicha entidad es un órgano 
descentralizado que se dedica a administrar las actividades de upstream y downstream 
de los hidrocarburos dentro y fuera de México, principalmente en Houston. Para su 
funcionamiento se encuentra dividida en cinco organismos principales: Pemex 
Exploración y Producción, Pemex Refinación, Pemex Gas y Petroquímica Básica, Pemex 
Petroquímica y PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V. (MexMedia Group, 2013). El 
contenido de este trabajo se enfocará en Pemex Exploración y producción y otras 
compañías de interés (se definen en el capítulo II) que brindan servicios a la misma. 
La política del pasado en el sector petrolero terminó por originar consecuencias 
desfavorables. Pemex se volvió una empresa deudora, cuyo funcionamiento pasó a 
someterse al financiamiento del Estado y a un endeudamiento sumamente elevado. De 
acuerdo con la revista francesa SciencesPo (Moran, 2018), que funciona como 
observatorio político de América Latina y el caribe, se estima que el modelo de 
5 
 
industrialización por substitución de importaciones (ISI) que funcionaba anteriormente en 
México, favoreció una economía cerrada y proteccionista, que produjo que el precio del 
petróleo resultara de una decisión política y no en función del mercado internacional. 
También se convirtió en una entidad de monopolio altamente ineficiente la cual ha estado 
sufriendo pérdidas durante décadas. De acuerdo con la Universidad de Harvard (García, 
2015) Algunas de las causas son: 
1. Los costos laborales asociados con las pensiones de los trabajadores 
sindicalizados (la compañía tiene un pasivo por pensiones no financiado de $ 100 
mil millones): Uno de los problemas a los que Pemex se enfrenta es el exceso de 
gastos generados en su entorno, por lo que la capacidad de autofinanciamiento 
dejó de cumplir con la demanda de las industrias mexicanas en expansión. 
Uno de los gastos problemáticos son los pagos a los gremios sindicales, dicha 
empresa tiene que “pagar al Comité Ejecutivo General del gremio la cantidad de 2 
millones 842 mil 268 pesos mensuales para los gastos de sus comisionados, 
72.83% más que lo pactado en el contrato de hace 8 años (2005), dirigiendo sus 
recursos a un entorno burocrático” (El Siglo de Torreón, 2013). Dicha empresa 
nacional se convirtió así en un aparato lento e inoperante, controlado por una 
burocracia sindical. 
2. Otro de los problemas a los que Pemex se enfrentó es que siendo la petrolera que 
pagaba más impuestos en el mundo: Parte de los compromisos asumidos para 
hacer frente al pasivo con sus proveedores y contratistas, se ha pagado hasta 
ahora un total aproximado de 92,000 millones de pesos, dicho pasivo también es 
causa de ineficiencia de la empresa para dirigir sus recursos en modernización de 
maquinaria e infraestructura. (El Economista, 2012). 
3. Operaciones ineficientes: En cuanto a las operaciones ocurren incidentes 
repercutiendo en atrasos o un accidente donde la operación se tenga que 
suspender o anular (Langner, 2017). 
4. Tecnología atrasada: Pemex enfrenta varios desafíos, algunos de los cuales 
incluyen: invertir en exploración y producción (E & P) para reponer reservas de 
6 
 
petróleo, mejorar su infraestructura obsoleta y aumentar la utilización de sus 
refinerías. 
En México el modelo de extracción de petróleo y gas con Pemex como única entidad 
presenta los problemas de ineficiencia, carencia de capacidad técnica económica, 
agotamiento de yacimientos a pesar de contar aún con recursos sin explotar y, la baja 
producción de gas natural, como se puede observar en la Imagen 1. 
Imagen 1. Diagnóstico de la infraestructura energética pre-reforma. 
 
Fuente:. (Universidad Autónoma de San Luis Potosí, 2015) - “Existe un atraso en materia de infraestructura 
en el sector energético”.Con el tiempo Pemex, que antes se consideraba un titán en la industria petrolera 
internacional, se ha quedado observando al resto del mundo evolucionar y progresar; 
empresas diferentes convirtiéndose en entidades importantes transnacionales de 
impacto a la economía, por lo que surgió la necesidad de recuperar la participación de 
México en la industria petrolera. 
Ante las transformaciones que otras empresas petroleras públicas estaban viviendo en el resto 
del mundo, la reorganización administrativa de Pemex pasó a ocupar un lugar prioritario en la 
política mexicana. A partir de ello, surgieron diversas iniciativas para reformar el modus 
operandi de la institución, inspiradas en una estructura de gobernación (governance structure), 
capaz de refundar las bases económicas, políticas y sociales bajo las cuales se edificó el 
"gigante petrolero”. (Moran, 2018) 
Ante la situación prevaleciente en la industria petrolera a nivel mundial y particularmente 
con Pemex, a finales del sexenio 1994-2000, el Gobierno Federal consideró necesario 
7 
 
desarrollar una reforma fiscal en materia petrolera, cuyos objetivos se establecieron en 
la Cámara de Diputados (2001, págs. 42-43): 
1. Suavizar las fluctuaciones en los ingresos públicos: Desde este punto se pretende la 
creación de un fondo de estabilización petrolero que fortalezca los puntos débiles del 
fondo, (mencionados en el apartado anterior). Este fondo se activaría cuando el precio 
internacional del petróleo supere un determinado “precio de activación” fijado con 
anterioridad, situación en que se inyectarían recursos al fondo. En caso de que el 
precio internacional esté por debajo del “precio de activación”, se tomarían recursos 
del fondo para minimizar la fluctuación en los ingresos públicos. 
2. Fortalecer las finanzas de PEMEX. Recientemente PEMEX tuvo que financiar una 
porción creciente de sus inversiones con fondos privados bajo la modalidad de 
PIDIREGAS, sin embargo, constituyen deuda pública, por lo que esta modalidad no 
es una solución de largo plazo. Este esquema además de no permitir un vínculo entre 
los ingresos y egresos de la empresa genera dificultades para buscar financiamientos 
en el exterior; ya que los recursos son extraídos por el gobierno vía impuestos 
deteriorando los estados financieros de la empresa frente a instituciones extranjeras. 
Con lo que la reforma pretende que la carga fiscal de PEMEX sea prevista y 
planificada de mejor manera por la empresa para fortalecer su situación financiera. 
3. Incentivar la eficiencia La reforma fiscal estaría enfocada a la generación de incentivos 
al interior de PEMEX para incrementar los niveles de eficiencia en la empresa. Con 
ello se contempla que la reforma fiscal debe: 
• Diferenciar las distintas actividades de acuerdo con su nivel de riesgo y 
rentabilidad 
• Diferenciar las actividades a lo largo de la cadena de valor para separar las 
actividades que sólo explotan la riqueza petrolera de las que generan valor 
agregado. 
• Definir una política de dividendos ligados al desempeño económico de la empresa 
(por ejemplo, el nivel de costos). 
Esto quiere decir que se intentó proponer el fortalecimiento y mejoramiento de la industria 
petrolera del país, debido a que Pemex no contaba con suficientes recursos para lograr 
la eficiencia en el manejo de hidrocarburos, por lo que se buscó permitir la participación 
limitada de empresas foráneas en la exploración, explotación y transporte de 
hidrocarburos. 
Asimismo, la propuesta incluye una reforma administrativa y regulatoria en la que se hace 
necesario otorgar autonomía financiera, presupuestaria y de gestión a la paraestatal 
Aunque no se especifica, se menciona que la autonomía implica una nueva regulación y 
reformas a la Ley Federal de Entidades Paraestatales (LFEP) y a la Ley Orgánica de la 
Administración Pública Federal (LOAPF). Algunos de los objetivos de la reforma deberían 
considerar una distribución más equitativa de la carga impositiva, al tiempo que se mantiene 
las condiciones de neutralidad y eficiencia fiscales; eliminar los factores que restan eficiencia 
a los impuestos como instrumentos de recaudación, y lograr, tanto una mayor participación de 
8 
 
los ingresos tributarios en el producto nacional, como una autonomía de la renta petrolera del 
fisco para su utilización productiva. En síntesis, se debe buscar un esquema fiscal competitivo 
que permita mayor flexibilidad operativa a PEMEX, lo cual requiere que la empresa programe 
de manera autónoma sus recursos de inversión, ya que eso le permitiría replantear en forma 
óptima su estructura de capital y atenuar la disyuntiva entre invertir y cumplir con sus 
obligaciones fiscales; simplificar el mecanismo de tributación, y reducir, a mediano plazo, la 
carga fiscal. Así también, PEMEX deberá revisar la estructura de financiamiento de sus 
operaciones y el régimen fiscal, así como los aspectos regulatorios y procesos de interacción 
con las autoridades fiscales. (Cámara de Diputados, 2001, pág. 43) 
La búsqueda de la modificación de dichos organismos y de las Leyes, pretende la 
recuperación de actividades en la industria petrolera y con ello, lograr la relevancia de 
México en el mundo ante otras potencias, para abastecer las necesidades de la creciente 
demanda y obtener un mejor rendimiento de la entidad paraestatal con la participación 
de empresas dentro de México y fuera de sus fronteras. 
De acuerdo a los comentarios de Richard H.K. (Vietor & Sheldahl-Thomason, 2017) en 
el artículo Mexico’s Energy Reform de Harvard Business School, la reducción de 
producción de petróleo en conjunto con el declive de venta de hidrocarburos, ha causado 
impactos negativos en la industria petrolera del país como resultado de múltiples sucesos 
mundiales así como una restructuración legal en el sector; el año 2015 se ha marcado 
como uno de los peores años de la industria de hidrocarburos para México a pesar de 
que se “reportó 13 mil millones de barriles de reservas probadas de petróleo, un 21% de 
disminución respecto de 2014, 112 mil millones de barriles de reservas potenciales” 
(Vietor & Sheldahl-Thomason, 2017, pág. 1) 
“... La producción de petróleo había comenzado un declive de una década, cayendo en casi 
un millón de barriles por día para 2015; la producción de gas natural también ha estado 
disminuyendo desde 2010, lo que ha provocado un aumento de las importaciones procedentes 
de los Estados Unidos…” (Vietor & Sheldahl-Thomason, 2017, pág. 3). 
La Reforma Energética propuesta y aprobada por el actual “gobierno mexicano planeaba 
realizar cinco "rondas" de subastas para licitar los contratos de inversiones upstream y 
estimular la inversión en el sector” (Vietor & Sheldahl-Thomason, 2017). 
Nuevas oportunidades han surgido a partir de dicha reestructuración legal del sector 
energético para inversionistas particulares: 
Los contratos de participación en los beneficios requerían que la empresa privada entregara 
toda su producción a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) empresa de 
comercialización, con el Fondo del Petróleo pagándole su parte de las ganancias. Se 
otorgarían licencias a través de un proceso de licitación realizado por CNH, que permite al 
contratista tener derecho a los minerales, para extraer los recursos después de pagar una 
9 
 
variedad de tarifas al gobierno mexicano. Los contratos de servicio eran acuerdos por los 
cuales una empresa privada vendería los hidrocarburos que extrajo al gobierno mexicano en 
un precio estipulado en el contrato (Vera & Farris, 2014, pág. 4). 
Una de las grandes metas del gobierno fue la formalización al estado, donde empresas 
privadas ahora pueden participar activamente en la exploración y extracción de 
hidrocarburos formalmente. El gobierno también permitió la producción compartida con 
acuerdos que permiten al contratista mantener la producción en especie que cubría los 
costos y su participación en beneficio operativoy luego entregar la producción restante a 
una empresa de marketing contratada por CNH (Vietor & Sheldahl-Thomason, 2017). 
Por otro lado, la producción petrolera de Petróleos Mexicanos (Pemex) continuó 
estancada durante agosto de 2019. En su comparación anual, la compañía estatal tuvo 
una caída de 6.3% frente a agosto de 2018. Se produjo 1.683 millones de barriles diarios 
en agosto (Solís, 2019). 
En el mismo artículo, los autores dan a entender que ha habido especulaciones de 
empresarios extranjeros para invertir en territorio mexicano, los inversionistas que antes 
invertían en México se han retirado de este mercado. Cuando “algunos realmente 
pensaron que México contenía reservas de petróleo y gas comparables con las de Arabia 
Saudita”, según la Administración de Información de Energía de EE. UU., las reservas de 
petróleo y gas de esquisto de México fueron la 6ª y 8ª más grandes del mundo, 
respectivamente (Vietor & Sheldahl-Thomason, 2017). 
No obstante, la producción del campo petrolero más grande de México, Cantarell, había 
caído un 80% desde el 2004 hasta el día presente en declive; como consecuencia se 
reflejó poco influjo de ganancias que han forzado a Pemex a buscar nuevas acciones 
para mantener los más posible un estado económico nuevamente estable en la 
paraestatal, “Pemex vendió $ 4 mil millones en bonos para financiar su deuda y financiar 
gastos de capital, impulsada por una mejora de la calificación de la compañía por 
Standard and Poor's y el aumento en el potencial de inversión extranjera en la industria” 
(Vietor & Sheldahl-Thomason, 2017). 
La discrepancia de oferta y demanda de hidrocarburos ha generado consecuencias 
desfavorables para el crudo mexicano disminuyendo su valor, “Aun así, la calificación de 
Pemex, debido a los bajos precios del petróleo, baja productividad y altos impuestos, fue 
10 
 
rebajada por Moody's en 2016 a su rango más bajo de inversión con perspectiva negativa, 
lo que podría reducir el optimismo de los inversionistas sobre el sector”. (Harrup, 2016) 
1.2 La Reforma Energética en México 
La promoción de inversión privada e impulso al desarrollo de las empresas particulares 
por parte del actual gobierno, contempla que las actividades de exploración, extracción y 
refinación de hidrocarburos, la petroquímica básica sean totalmente libres para 
interactuar con la iniciativa privada, así como en otros países como Noruega que realizó 
su primera ronda de licitaciones con 22 licencias en el año 1955; la implementación de 
fracturas hidráulicas masivas en EE.UU. desde 1968; Brasil y Colombia abrieron su 
industria a partir de 1997 y 2003 como se muestra en la Imagen 2 (Pemex, 2014). 
Imagen 2. Evolución de la industria energética en comparación con otros países. 
 
Fuente. Pemex. (Septiembre de 2014). Reforma Energética en México y PEMEX como Empresa Productiva 
del Estado. Pag. 3. 
El nuevo modelo de produccion de hidrocaburos y gas natural de acuerdo a la Reforma, 
propone la asignacion de mecanismos como la Ronda Cero (áreas donde Pemex se 
quedará de manera exclusiva para su explotación y exploración de hidrocarburos), 
contratos con terceros y contrapretaciones (aquella que se establezca en cada Contrato 
a favor del Estado o del contratista), la disminucion de riesgo de inversion directa, 
asignando contratos y licitaciones a empresas privadas a través de la rondas 1, 2, 3 y 4, 
con tecnologia para recuperacion mejorada de hidrocarburos (Ver Imagen 3). 
 
11 
 
Imagen 3. Nuevo modelo de producción de acuerdo con la reforma energética con mecanismos de 
asignación de actividades. 
 
Fuente: (Universidad Autónoma de San Luis Potosí, 2015). 
Con relación a la asignacion de contratos y licitaciones que el estado otorga (Ver Imagen 
4), en la Reforma se establece que la Secretaría de Energía administra los hidrocarburos 
y la Secretaria de Hacienda establece el regimen fiscal que permite definir los tipos: 
• Contratos de servicio – por efectivo; 
• Contratos de utilidad compartida – por porcentaje de utilidad compartida; 
• Contratos de produccion compartida – por porcentaje de la produccion obtenida, 
• Contratos de licencia – Transmision onerosa (costoso) de los hidrocaburos. 
(Secretaria de Energía / Gobierno de la República, 2013, pág. 4). 
 
12 
 
Imagen 4. Diagrama de asignación de tipos de contratos por la SENER y SHCP. 
 
Fuente. Secretaria de Energía / Gobierno de la República. (2013). Reforma Energética. Resumen Ejecutivo. 
Mexico D.F.: Gobierno Federal. 
1.2.1 Impacto de la Reforma Energética en México 
Contando con un total de 52.6 MMBpce (Miles de millones de barriles petroleros crudo 
equivalente) convencionales y 60.2 MMBpce no convencionales de recursos prospectivos 
(porciones recuperables de hidrocaburos dentro del yacimiento) recuperables y 13.4 
MMBpce 1P (Reservas probadas) 24 MMBpce 2P (Reservas Probables) y 42.2 MMBpce 
de 3P (Reservas Posibles) (Ver Imagen 5). (Secretaría de Energía), Mexico claramente 
tiene mucho aun por explotar en el sector de hidrocarburos, cabe mencionar que nuestro 
país siempre se ha encontrado entre los mas importantes productores de crudo a nivel 
mundia, donde se expone que aun sobra mucho potencial de producción para la nación. 
 
 
13 
 
 
Imagen 5. Prospectiva de reservas de hidrocarburos 1P, 2P y 3P prometedoras en México. 
Fuente: (Secretaría de Energía, 2010). 
De acuerdo con el Plan Quinquenal de Licitaciones de la Secretaria de Energía (SENER) 
que presentó para la exploración y extracción de hidrocarburos 2015-2019 
(Secretaría de Energía, 2015), con el cual se busca impulsar la inversión pública 
y privada en la industria extractora de petróleo, la distribución de bloques queda 
repartida en los estados de Veracruz, Tamaulipas, Campeche, Tabasco en tierra 
y el Golfo de México en aguas someras y profundas (Ver Imagen 6). 
Respecto a la exploración convencional de hidrocarburos, se estima la licitación de 72 áreas: 
26 de ellas en tierra, 17 en aguas someras y 29 en aguas profundas, con un recurso 
prospectivo total de 13,568.1 MMbpce y una superficie de aproximadamente 192,635.6 km2. 
La categoría de aguas profundas aporta 66% de los recursos prospectivos a ser licitados 
(Secretaría de Energía, 2015, pág. 40). 
Zonas terrestres: Los campos terrestres se ubican en las entidades federativas de Coahuila, 
Nuevo León, Tamaulipas, Veracruz, Puebla, Tabasco y Chiapas. Estos campos poseen un 
volumen remanente en sitio de 4,082.0 MMbpce, una superficie aproximada de 4,112.1 km2 
y están compuestos por campos maduros y aquéllos pendientes de desarrollo. Los 169 
campos terrestres se dividirán en cuatro rondas de licitación, y se espera licitar la mayor parte 
de los ellos en las dos primeras (Secretaría de Energía, 2015, pág. 42). 
 
14 
 
Imagen 6. Mapa de Plan Quinquenal de licitaciones agendadas para la asignación de exploración y 
explotación de hidrocarburos 2015 – 2019. 
 
Fuente: (Secretaría de Energía, 2015). 
• Aceite extrapesado: Los campos a licitar para la extracción de aceite extra-pesado 
definidos para las rondas de licitación poseen un volumen remanente en sitio estimado 
de 16,679.7 MMbpce y una superficie en conjunto de aproximadamente 451.7 km2. 
Los campos se ubican costa afuera frente a Tabasco y Campeche (Secretaría de 
Energía, 2015, pág. 46). 
El crudo de estos yacimientos es de alta viscosidad y se asocia la presencia de gases 
amargos, como en el caso del ácido sulfhídrico (H2S). Los tirantes de agua oscilan 
entre 20 y 400 metros aproximadamente, con la excepción del campo Nab, 
descubierto en un tirante de agua de 670 metros por lo que se clasifica como de aguas 
profundas. 
• Aguas someras: Los campos a licitar para la extracción de hidrocarburos en aguas 
someras tienen tirantes de agua inferior a 500 metros, poseen recursos de aceite 
medio a superligero con gas asociado y se estima que el volumen remanente en sitio 
es de 2,542.8 MMbpce.La superficie para licitar es de aproximadamente 892.9 km2. 
En su mayoría se trata de campos descubiertos pendientes de desarrollo y se 
localizan en Aguas Territoriales frente a las costas de Campeche, Tabasco y Veracruz 
(Secretaría de Energía, 2015, pág. 47). 
15 
 
• Aguas profundas: Los campos de extracción en aguas profundas que se considera 
licitar en la Ronda Dos, se ubican a una distancia de 30 a 60 km de la línea de costa 
y cuentan con un volumen en sitio de 489 MMbpce y con una superficie aproximada 
de 102.3 km2 (Secretaría de Energía, 2015, pág. 48). 
• Exploración recursos convencionales (petróleo almacenado en condiciones 
favorables para la extracción con tecnología convencional): Se considera la licitación 
de 72 áreas para la exploración de hidrocarburos convencionales, de las cuales 9 se 
localizan en la provincia petrolera de Burgos, 14 en Tampico-Misantla, 10 en Veracruz, 
2 en Macuspana, 1 en Pilar Reforma-Akal, 1 en Cinturón Plegado de Catemaco, 16 
en Salina del Istmo, 1 en la Plataforma de Yucatán, 13 en Área Perdido y 5 en 
Cordilleras Mexicanas (Secretaría de Energía, 2015, págs. 49-50). 
• Exploración de recursos no convencionales (petróleo almacenado difícil de alcanzar 
con tecnología convencional): Para la exploración de recursos no convencionales, el 
Plan Quinquenal considera 24 grandes áreas que abarcan una superficie de 
aproximadamente 34,830 km2, con recursos prospectivos estimados de 25,276 
MMbpce. Estas áreas se encuentran distribuidas en Coahuila, Nuevo León, 
Tamaulipas, San Luis Potosí, Veracruz, Hidalgo y Puebla (Secretaría de Energía, 
2015, pág. 42). 
En contraste a Mexico, otros paises con mercados abiertos, han desarrollado su industria, 
infraestrutura y participacion dentro y fuera de sus fronteras a causa de una buena 
administracion y la implementacion de reformas motivando la inversion privada y mas 
fluidez en los procesos administrativos, esto basado en la infraestructura de Exploración 
y Producción, transporte y manejo de hidrocarburos seguidos por refinación, 
petroquímica y comercialización, en la Tabla 1, se observa una activa participación de 
Noruega, país ejemplar que cubre todos los campos de asignación de concesiones y 
asociaciones a terceros, cuenta con una empresa estatal en operaciones upstream 
(exploración y extracción), cuenta con participación privada y extranjera de empresas, los 
precios son liberalizados para combustibles y cuenta con alta actividad de downstream 
(Refinación). 
 
 
16 
 
Tabla 1. Comparación de México vs otros países en infraestructura. 
Fuente: (Secretaria de Energía / Gobierno de la República, 2013). 
1.2.2 Aspectos Legales para empresas privadas post Reforma Energética 
La reforma Constitucional publicada en el año 2013 que incluye modificiaciones de los 
Articulos Constitucionales 25, 27 y 28 establece los siguientes principios (Camara de 
diputados, 2014): 
• El estado mexicano mantiene el control y propiedad de los hidrocarburos. 
• La participación de terceros en el sector de hidrocaburos a través de distintos tipos de 
contratos y un nuevo régimen fiscal. 
• PEMEX se convierte en una empresa más productiva del estado (No mas 
monopolización). 
• Restructuracion del sector energético con nuevas entidades, nueva definición de roles 
y fortalecimiento de las entidades reguladoras (CNH, SENER, SHCP CRE).. 
La Legislación Secundaria delinea a detalle el alcance de la Reforma Energética; las 
definiciones, los objetivos, las funciones, las responsabilidades, los límites a decisiones 
arbitrarias, los procesos de toma de decisiones, los requerimientos para reportar 
Sí Sí No
R
ef
in
ac
ió
n
 y
 P
et
ro
q
u
ím
ic
a 
y 
C
o
m
er
ci
al
iz
ac
ió
n
Asociación downstream Sí Sí Sí
Sí Sí No No Sí
Sí (Deer 
Park 
Houston 
con Shell)
No Sí Sí No Sí No
No Sí No
Sí Sí Sí Sí Sí No
Noruega México
Sí Sí Sí Sí Sí No
Mútiples epresas y precios 
liberalizados en combustibles
Participación privada o 
extranjera en refinación
Arabia 
Saudita
Brasil Colombia Cuba
Sí Sí Sí
Empersa Estatal con 
operaciones interlacionales 
upstream
Ex
p
lo
ra
ci
ó
n
 y
 
P
ro
d
u
cc
ió
n
Concesiones + Asociaciones 
con terceros
Empresa estatal con 
operaciones internacionales 
upstream
17 
 
información al público, las infracciones que el país debe acatar (Cochran, Legislación 
Secundaria y Reforma Energética, 2014). 
 
En la Tabla 2 se listan las iniciativas de Ley constituyentes relativas a la Reforma 
Energética y las respectivas Cámaras que las originaron. 
Tabla 2. Contenido de iniciativas de leyes constituyentes a la Reforma Energética. 
Iniciativa Leyes Cámara de Origen 
I 
1 Ley de Hidrocarburos* 
2 Ley de Inversión Extranjera 
3 Ley Minera 
4 Ley de Asociaciones Publico y Privadas 
Senadores 
II 5 Ley de la industria Energética* 
III 
6 Ley de Energía Geotérmica* 
7 Ley de Aguas Nacionales 
IV 
8 Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al México 
Ambiente del Sector de Hidrocarburos* 
V 
9 Ley de Petróleos Mexicanos* 
10 Ley de la Comisión Federal de Electricidad* 
11 Ley Federal de las Entidades Paraestatales 
12 Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Publico 
13 Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas 
VI 
14 Ley de los órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética* 
15 Ley Orgánica de la Administración Pública Federal 
VII 
16 Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos* 
17 Ley Federal de Derechos 
18 Ley de Coordinación Fiscal 
Diputados 
VIII 19 Ley del Fondo Mexicano del Petróleo Para la Estabilización y el Desarrollo* 
IX 
20 Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria 
21 Ley General de Deuda Publica 
Fuente: (Cochran, Apuntes sobre Energía, 2014) 
De acuerdo con la Legislación Secundaria, se permitirá la apertura de actividades en 
materia de upstream y downstream, a través de contratos con un nuevo régimen fiscal, 
convirtiendo al mismo tiempo a Pemex en una empresa más activa en la industria 
fortaleciendo en la CNH y el CRE como agentes de reguladores en las actividades de 
upstream y downstream. 
“Con respecto a los hidrocarburos, la intención de estas leyes es establecer las reglas a seguir 
para desarrollar los recursos del subsuelo y, consecuentemente, terminar con el monopolio de 
Pemex (aunque no se privatiza, es importante aclarar). Así, la intención es poner la 
responsabilidad de gestionar la propiedad de estos recursos en organismos regulatorios”. - 
(Cochran, Legislación Secundaria y Reforma Energética, 2014). 
 
18 
 
La ley regulará, entre otras, las siguientes modalidades de contraprestación (DIARIO 
OFICIAL, 2014): 
• En efectivo, para los contratos de servicios; 
• Con un porcentaje de la utilidad, para los contratos de utilidad compartida; 
• Con un porcentaje de la producción obtenida, para los contratos de producción 
compartida; 
• Con la transmisión onerosa de los hidrocarburos una vez que hayan sido extraídos 
del subsuelo, para los contratos de licencia, o 
• Cualquier combinación de las anteriores. 
Considerando la Ley de Hidrocarburos, es una ley básica para el reconocimiento de 
actividades de empresas petroleras privadas para realizar actividades en la industria de 
hidrocarburos dentro del territorio de la nación. 
1.2.2.1 Ley de Hidrocarburos 
La Ley de Hidrocarburos tiene como iniciativa regular las actividades en territorio nacional 
a partir del artículo 2, que señala: 
I. El Reconocimiento y Exploración Superficial, y la Exploración y Extracción de 
Hidrocarburos; 
II. El Tratamiento, refinación, enajenación, comercialización, Transporte y 
Almacenamiento del Petróleo; 
III. El procesamiento, compresión, licuefacción, descompresión y regasificación, así 
como el Transporte, Almacenamiento, Distribución, comercialización y Expendio al 
Público de Gas Natural; 
IV. El Transporte, Almacenamiento, Distribución, comercialización y Expendio al Público 
de Petrolíferos,y 
V. El Transporte por ducto y el Almacenamiento que se encuentre vinculado a ductos, 
de Petroquímicos 
Considerando que la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos es la más importante debido 
a que aborda los tratos de gobierno a empresa en cuanto a impuestos y comisiones 
(contraprestaciones) a continuación se abordan algunos Artículos de la misma que son 
relevantes para el estudio motivo de este trabajo. 
1.2.2.2 Ley de ingresos sobre hidrocarburos 
De acuerdo con la nueva Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos, los siguientes artículos 
resumidos son considerados como los de mayor impacto para realizar negocios tomando 
19 
 
en cuenta las comisiones, cargos de impuestos, entre otros que se acuerden entre 
empresa y gobierno. 
Artículo 2.- Sin perjuicio de las demás obligaciones fiscales de los Contratistas y 
Asignatarios, el Estado Mexicano percibirá ingresos por las actividades de Exploración y 
Extracción de Hidrocarburos, conforme a lo siguiente: 
• “Por Contrato, las Contraprestaciones establecidas a favor del Estado…” 
• “Porcentaje de Recuperación de Costos: un porcentaje que la Secretaría fijará en 
las bases de licitación…” 
• “Cuota Contractual para la Fase Exploratoria…” 
• “Precio Contractual de los Condensados…” 
• “Precio Contractual del Gas Natural: el Precio del Gas Natural producido en el Área 
Contractual, en dólares…” 
• “Precio Contractual del Petróleo: el Precio del Petróleo producido en el Área 
Contractual, en dólares…” 
• “Regalía: Contraprestación a favor del Estado Mexicano determinada en función 
del Valor Contractual del Gas Natural, del Valor Contractual de los Condensados 
o del Valor Contractual del Petróleo”. 
• “Valor Contractual de los Condensados: es el resultado de multiplicar, en el 
Periodo de que se trate: i) el Precio Contractual de los Condensados por ii) el 
volumen de los condensados en Barriles, en el Punto de Medición del Área 
Contractual…” 
• “Valor Contractual de los Hidrocarburos: la suma del Valor Contractual del 
Petróleo, el Valor Contractual del Gas Natural y el Valor Contractual de los 
Condensados”. 
• “Valor Contractual del Gas Natural: es el resultado de multiplicar, en el Periodo de 
que se trate: i) el Precio Contractual del Gas Natural por ii) el volumen, en millones 
de BTU de Gas Natural, en el Punto de Medición del Área Contractual…” 
20 
 
• “Valor Contractual del Petróleo: es el resultado de multiplicar, en el Periodo de que 
se trate: i) el Precio Contractual del Petróleo por ii) el volumen de Petróleo en 
Barriles, en el Punto de Medición del Área Contractual…” 
Artículo 21.- “En los Contratos de servicios de Exploración y Extracción de 
Hidrocarburos, los Contratistas entregarán la totalidad de la Producción Contractual al 
Estado y las Contraprestaciones a favor del Contratista serán siempre en efectivo y se 
establecerán en cada Contrato considerando los estándares o usos de la industria”. 
Artículo 23.- “Los Contratos preverán el pago mensual a favor del Estado Mexicano de 
la Cuota Contractual para la Fase Exploratoria, por la parte del Área Contractual que no 
se encuentre en la fase de producción, de conformidad con las siguientes cuotas”: 
I. Durante los primeros 60 meses de vigencia del contrato 1,150 pesos por kilómetro cuadrado 
II. A partir del mes 61 de vigencia del contrato y en adelante 2,750 pesos por kilómetro cuadrado 
Cuotas por mensualidades. 
Los valores para las cuotas mensuales contempladas en este artículo se actualizarán 
cada año… 
Artículo 24.- “Los Contratos preverán Contraprestaciones cada Periodo denominadas 
Regalías, a favor del Estado Mexicano. El monto de las Regalías se determinará para 
cada tipo de Hidrocarburo…” 
I. “Al Valor Contractual del Petróleo, se le aplicará la siguiente tasa”: 
a) “Cuando el Precio Contractual del Petróleo sea inferior a 48 dólares de los 
Estados Unidos de América por Barril, de 7.5%, y” 
b) “Cuando el Precio Contractual del Petróleo sea mayor o igual a 48 dólares de 
los Estados Unidos de América por Barril”: 
Tasa = [(0.125 x Precio Contractual del Petróleo) + 1.5]% 
II. “Al Valor Contractual del Gas Natural, se le aplicará la siguiente tasa”: 
a) “Cuando se trate de Gas Natural Asociado”: 
Tasa = Precio Contractual del Gas Natural / 100 
b) “Cuando se trate de Gas Natural No Asociado”: 
21 
 
i. “Cuando el Precio Contractual del Gas Natural sea menor o igual a 5 
dólares de los Estados Unidos de América por millón de BTU, de 0%”; 
ii. “Cuando el Precio Contractual del Gas Natural sea mayor a 5 y menor a 
5.5 dólares de los Estados Unidos de América por millón de BTU”: 
Tasa = [ (Precio Contractual del Gas Natural – 5) x 60.5 / Precio 
Contractual del Gas Natural] % 
iii. “Cuando el Precio Contractual de Gas Natural sea mayor o igual a 5.5 
dólares de los Estados Unidos de América por millón de BTU”: 
Tasa = Precio Contractual del Gas Natural / 100 
III. “Al Valor Contractual de los Condensados (petróleo) se le aplicará la siguiente tasa:” 
a) “Cuando el Precio Contractual de los Condensados sea inferior a 60 dólares de 
los Estados Unidos de América por Barril, de 5%, y” 
b) “Cuando el Precio Contractual de los Condensados sea mayor o igual a 60 
dólares de los Estados Unidos de América por Barril”: 
Tasa = [(0.125 x Precio Contractual de los Condensados) – 2.5] % 
“Para la determinación de las tasas para el cálculo de las Regalías contempladas en este 
artículo se deberán considerar los efectos de las variaciones en el Índice de Precios al 
Productor de los Estados Unidos de América…” 
Artículo 39.- “Los Asignatarios pagarán anualmente el derecho por la utilidad compartida 
aplicando una tasa del 65%…” 
Artículo 40.- Para la determinación de la base del derecho por la utilidad compartida, 
serán deducibles los siguientes conceptos: 
I. “El 100% del monto original de las inversiones realizadas para la Exploración, 
recuperación secundaria y el mantenimiento, en el ejercicio en el que se efectúen;” 
II. “El 25% del monto original de las inversiones realizadas para el desarrollo y 
extracción de yacimientos de Petróleo o Gas Natural, en cada ejercicio;” 
III. “El 10% del monto original de las inversiones realizadas en infraestructura de 
Almacenamiento y transporte…” 
22 
 
1.2.2.3 Del derecho de exploración de hidrocarburos 
Artículo 45.- “El Asignatario estará obligado al pago mensual del derecho de exploración 
de hidrocarburos, por la parte del Área de Asignación que no se encuentre en la fase de 
producción, de conformidad con las siguientes cuotas”: 
I. Durante los primeros 60 meses de vigencia de la asignación 1,214.21 pesos por kilómetro cuadrado 
II. A partir del mes 61 de vigencia en adelante 2,903.54 pesos por kilómetro cuadrado 
“Las cuotas del derecho de exploración de hidrocarburos se actualizarán cada año en el 
mes de enero…” 
1.2.2.4 De las obligaciones de los asignatarios 
Artículo 46.- “Los Asignatarios estarán obligados al pago del impuesto sobre la renta por 
los ingresos que obtengan por las actividades de Exploración y Extracción de 
Hidrocarburos…” 
“Para efectos de la determinación del impuesto sobre la renta, aplicaran los siguientes 
porcentajes”: 
I. “El 100% del monto original de las inversiones realizadas para la Exploración, 
recuperación secundaria y el mantenimiento, en el ejercicio en el que se efectúen;” 
II. “El 25% del monto original de las inversiones realizadas para el desarrollo y 
extracción de yacimientos de Petróleo o Gas Natural, en cada ejercicio, y” 
III. “El 10% del monto original de las inversiones realizadas en infraestructura de 
Almacenamiento y transporte indispensable para la ejecución de las actividades al 
amparo de la Asignación, como oleoductos, gasoductos, terminales o tanques de 
Almacenamiento, en cada ejercicio”. 
Del impuesto por la actividad de exploración y extracción de hidrocarburos 
Artículo 55.- “El impuesto por la actividad de exploración y extracción