Resultados preliminares al 31 de marzo de de abril de 2015

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1 Resultados preliminares al 31 de marzo de de abril de 2015

2 Advertencia respecto a proyecciones a futuro y nota precautoria Variaciones Las variaciones acumuladas o anuales se calculan en comparación con el mismo periodo del año anterior; a menos de que se especifique lo contrario. Redondeo Como consecuencia del redondeo de cifras, puede darse el caso de que algunos totales no coincidan exactamente con la suma de las cifras presentadas. Información financiera Excluyendo información presupuestal y volumétrica, la información financiera incluida en este reporte y sus respectivos anexos está basada en los estados financieros consolidados preparados conforme a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), que PEMEX adopta a partir del 1 de enero de La información relevante a periodos anteriores ha sido ajustada en ciertas partidas con el fin de hacerla comparable con la información financiera consolidada bajo las NIIF. Para mayor información en cuanto a la adopción de las NIIF, por favor consultar la Nota 23 de los estados financieros consolidados incluidos en el Reporte Anual 2012 registrado ante la Comisión Nacional Bancaria y de Valores (CNBV), o la Forma 20-F 2012 registrada ante la U.S. Securities and Exchange Commission (SEC). El EBITDA es una medida no contemplada en las NIIF. La conciliación del EBITDA se muestra en el Cuadro 33 de los respectivos anexos al reporte. La información presupuestal está elaborada conforme a las Normas Gubernamentales, por lo que no incluye a las compañías subsidiarias ni empresas filiales de Petróleos Mexicanos. Es importante mencionar que los contratos de crédito vigentes no incluyen compromisos financieros o causales de incumplimiento que podrían originarse como resultado del patrimonio negativo. Metodología La metodología de la información publicada podría modificarse con la finalidad de mejorar su calidad, uso y/o para ajustarse a estándares internacionales y mejores prácticas. Conversiones cambiarias Para fines de referencia, las conversiones cambiaras de pesos a dólares de los E.U.A. se han realizado al tipo de cambio de cierre prevaleciente para el periodo en cuestión, a menos de que se indique lo contrario. Derivado de la volatilidad de los mercados, la diferencia entre el tipo de cambio promedio, el tipo de cambio al cierre, el tipo de cambio spot o cualquier otro tipo de cambio podría ser material. Estas conversiones no implican que las cantidades en pesos se han convertido o puedan convertirse en dólares de los E.U.A. al tipo de cambio utilizado. Es importante mencionar que, tanto nuestros estados financieros consolidados como nuestros registros contables, se encuentran en pesos. Al 31 de marzo de 2015, el tipo de cambio utilizado es de MXN = USD Régimen fiscal A partir del 1 de enero de 2015, el régimen fiscal de Petróleos Mexicanos se establece en la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos. Desde el 1 de enero de 2006 y hasta el 31 de diciembre de 2014 el esquema de contribuciones de PEP fue establecido en la Ley Federal de Derechos y el del resto de los Organismos Subsidiarios con la Ley de Ingresos de la Federación correspondiente.. El Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) aplicable a gasolinas y diésel de uso automotriz se establece en la Ley del Impuesto Especial sobre Producción y Servicios. Si el precio al público es mayor que el precio productor, el IEPS lo paga el consumidor final. En el caso contrario, el IEPS lo ha absorbido la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y lo ha acreditado a PEMEX. En este segundo caso, también llamado IEPS negativo, el monto acreditado se ha incluido en Otros ingresos (egresos) en los Estados de resultados. El precio productor de gasolinas y diésel para uso automotriz aplicable a PEMEX está referenciado al de una refinería eficiente en el Golfo de México. Hasta 2014 el precio al público, o precio final, lo estableció la SHCP. En 2015 la SHCP estableció un techo para el precio al público con base en las expectativas de inflación. En 2016 y 2017 la SHCP hará lo mismo y de 2018 en adelante el precio será determinado por el mercado, de darse condiciones de competencia económica. Reservas de hidrocarburos De conformidad con la Ley de Hidrocarburos, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 11 de agosto de 2014, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) establecerá y administrará el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos, integrado por un sistema para recabar, acopiar, resguardar, administrar, usar, analizar, mantener actualizada y publicar la información y estadística relativa a, entre otros, las reservas, incluyendo la información de reportes de estimación y estudios de evaluación o cuantificación y certificación. Al 1 de enero de 2010 la SEC modificó sus lineamientos y ahora permite que se revelen también reservas probables y posibles. Sin embargo, cualquier descripción presentada en este documento de las reservas probables o posibles no necesariamente debe coincidir con los límites de recuperación contenidos en las nuevas definiciones establecidas por la SEC. Asimismo, los inversionistas son invitados a considerar cuidadosamente las revelaciones contenidas en el Reporte Anual registrado ante la CNBV y en la Forma 20-F registrado ante la SEC, ambos disponibles en Proyecciones a futuro Este documento contiene proyecciones a futuro, las cuales se pueden realizar en forma oral o escrita en los reportes periódicos de Petróleos Mexicanos a la CNBV y a la SEC, en las declaraciones, en memorándum de venta y prospectos, en publicaciones y otros materiales escritos, y en declaraciones verbales a terceros realizadas por los directores o empleados de PEMEX. Podríamos incluir proyecciones a futuro que describan, entre otras: - Actividades de exploración y producción, incluyendo perforación; - Actividades relacionadas con importación, exportación, refinación, petroquímicos y transporte de petróleo crudo, gas natural, petrolíferos y otros hidrocarburos; - Proyecciones y objetivos de inversión, ingresos y costos, compromisos; y - Liquidez y fuentes de financiamiento. Los resultados pueden diferir materialmente de aquellos proyectados como resultado de factores fuera del control de PEMEX. Estos factores pueden incluir, mas no están limitados a: - Cambios en los precios internacionales del crudo y gas natural; - Efectos por competencia, incluyendo la habilidad de PEMEX para contratar y retener personal talentoso; - Limitaciones en el acceso a recursos financieros en términos competitivos; - La habilidad de PEMEX para encontrar, adquirir o ganar acceso a reservas adicionales de hidrocarburos y a desarrollar reservas; - Incertidumbres inherentes a la elaboración de estimaciones de reservas de crudo y gas, incluyendo aquellas descubiertas recientemente; - Dificultades técnicas; - Desarrollos significativos en la economía global; - Eventos significativos en México de tipo político o económico, incluyendo posibles acontecimientos relacionados a la implementación del Decreto de la Reforma Energética (como se describe en el Reporte Anual y Forma 20-F más reciente); - Desarrollo de eventos que afecten el sector energético y; - Cambios en el marco legal y regulatorio, incluyendo regulación fiscal y ambiental. Por ello, se debe tener cautela al utilizar las proyecciones a futuro. En cualquier circunstancia estas declaraciones solamente se refieren a su fecha de elaboración y PEMEX no tiene obligación alguna de actualizar o revisar cualquiera de ellas, ya sea por nueva información, eventos futuros, entre otros. Estos riesgos e incertidumbres están detallados en la versión más reciente del Reporte Anual registrado ante la CNBV que se encuentra disponible en el portal de la Bolsa Mexicana de Valores, S.A.B. de C.V. ( y en la versión más reciente de la Forma 20-F de Petróleos Mexicanos registrada ante la SEC ( Estos factores pueden provocar que los resultados realizados difieran materialmente de cualquier proyección. 1

3 Contenido Entorno Exploración y producción Transformación industrial Resultados financieros Preguntas y respuestas 2

4 Entorno 1T Precios del petróleo crudo USD/b Prom 1T14: USD/b Mezcla Mexicana WTI Prom 1T15: USD/b 30 1/14 3/14 5/14 7/14 9/14 11/14 1/15 3/ Precios del gas natural Henry Hub USD/MMBtu Prom 1T15: 2.99 USD/MMBtu 4.0 Prom 1T14: USD/MMBtu 1/14 3/14 5/14 7/14 9/14 11/14 1/15 3/ Precios de la Gasolina Regular en la Costa Norte del Golfo de Mexico USD/Gal Prom 1T14: 2.69 USD/Gal Prom 1T15: 1.54 USD/Gal 1.0 1/14 3/14 5/14 7/14 9/14 11/14 1/15 3/ Prom 1T14: MXN/USD Tipo de cambio MXN/USD Prom 1T15: MXN/USD /14 03/14 05/14 07/14 09/14 11/14 01/15 03/15 3

5 Contenido Entorno Exploración y producción Transformación industrial Resultados financieros Preguntas y respuestas 4

6 Desempeño en producción de crudo Mbd 2,492 2,468 2,398 2,360 2, % 12.2% 12.8% 11.8% 11.8% 34.4% 35.2% 35.8% 37.0% 37.7% 22% 78% 53.1% 52.6% 51.4% 51.3% 50.6% 1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 Pesado Ligero Superligero Producción diaria 2,500 2,000 1,500 1, Marina Terrestre - ene-14 mar-14 may-14 jul-14 sep-14 nov-14 ene-15 mar-15 Crudo pesado Crudo ligero Crudo superligero 5

7 Desempeño en producción de gas natural 1 Producción de gas natural MMpcd 5,808 5,762 5,701 5,761 5, % 28.2% 31.6% 31.3% 30.2% 72.3% 71.8% 68.4% 68.7% 69.8% 55% 45% 1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 Asociado No asociado Marina Terrestre Aprovechamiento de gas MMpcd 96.9% % % 94.7% 95.5% Envío de gas a la atmósfera (MMpcd) Aprovechamiento de gas / Total de gas producido 261 El aprovechamiento de gas natural en el primer trimestre de 2015 fue de 95.5% 1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 1 No incluye nitrógeno. 6

8 Reservas probadas de PEMEX al 1 de enero de Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMMbpce) 100% = % 68% Probadas (1P) Desarrolladas No desarrolladas Desarrolladas No desarrolladas Crudo: Condensados y líquidos de planta: Gas seco equivalente: 75% 76% 72% 8% 8% 9% 17% 16% 19% 1 Reservas otorgadas a PEMEX en las asignaciones de Ronda Cero. Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo. 7

9 Reservas 3P de PEMEX al 1 de enero de MMMbpce Probadas (1P) Probables 2P Posibles 3P Crudo: 74% 68% 71% 65% 69% Condensados y líquidos de planta: Gas seco equivalente: 9% 8% 9% 9% 9% 17% 24% 20% 26% 22% 1 Reservas otorgadas a PEMEX en las asignaciones de Ronda Cero. Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo. Las reservas probables y posible están en proceso de dictaminación por parte de la CNH. 8

10 Distribución geográfica de las reservas de PEMEX Cuencas productoras Sabinas Tampico- Misantla Veracruz Reservas al 1 de enero de 2015: Crudo y gas Gas Terrestre Burgos Aguas profundas Golfo de México Sureste Reservas de crudo MMMb MMMbpce 30% 41% 45% Cuenca Recursos Reservas Prod. prospectivos acum. No 1P 2P 3P Conv. conv. Sureste Tampico Misantla Burgos Veracruz Sabinas Aguas profundas Total Reservas de gas natural MMMMpc 100% = % 65% 65% Marino 70% 59% 55% 44% 35% 35% Tipo de reserva: 1P 2P 3P 1P 2P 3P Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo. Las reservas probables y posible están en proceso de dictaminación por parte de la CNH. 9

11 Relación reserva-producción 1 de PEMEX Año Producción MMbpce Relación reserva-producción Años 1P 2P 9.6 3P , , Relación reservaproducción = Reserva Producción , Al 1 de enero de cada año. 2 Considera sólo asignaciones de PEMEX. Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo. Las reservas probables y posible están en proceso de dictaminación por parte de la CNH. 10

12 Evolución de la tasa de restitución de reservas probadas Al 1 de enero de cada año Tasa de restitución 1P 1 Por ciento Reservas de México Asignaciones de PEMEX Tasa de restitución de reservas 2 150% 100% 50% 128.7% 77.1% 127.9% 103.9% 107.6% 101.1% 104.3% 85.8% 87.2% 64.8% 67.8% 67.4% 0% P 1 Incluye: descubrimientos, delimitaciones, desarrollos y revisiones. 2 La tasa de restitución 3P sólo incluye descubrimientos. 3P 11

13 Incidente en Abkatún A Permanente Complejo Abkatún A Atención oportuna del incidente Personal bien calificado 6 3 Apoyo y coordinación efectiva de embarcaciones y operaciones aéreas 5 2 Acceso seguro al complejo para inicio de investigaciones Sistemas de Seguridad y Control en sitio Cumplimiento de auditorías de seguridad sin observaciones de riesgo relevantes A 79 km al noroeste de Cd. del Carmen, Camp. Tirante de agua promedio de 39 m 1. Permanente 5. Compresión Metas de producción regionales serán alcanzadas Personas evacuadas Fallecidos Personas no localizadas Tetrápodo 3. Habitacional 4. Enlace 6. Perforación 7. Temporal 8. Área afectada Atención médica PEMEX Compañías Total

14 Contenido Entorno Exploración y producción Transformación industrial Resultados financieros Preguntas y respuestas 13

15 Desempeño en procesamiento y producción de petrolíferos Proceso de crudo Mbd 1,166 1,190 1, Crudo pesado Crudo ligero 1,079 1, Margen variable de refinación USD/b T14 2T14 3T14 4T14 1T15 Producción de petrolíferos Mbd 1,401 1,330 1, ,226 1, T14 2T14 3T14 4T14 1T15 En el primer trimestre de 2015 el proceso de crudo y la producción de petrolíferos fueron de 1,058 Mbd y de 1,221 Mbd, respectivamente T14 2T14 3T14 4T14 1T15 Gasolinas automotrices Combustóleo Diesel GLP Turbosina Otros* 1 1 Incluye parafinas, extracto de furfural, aeroflex, asfalto, lubricantes, coque, aceite cíclico ligero y otras gasolinas. 14

16 Proceso y producción de gas Proceso de gas natural MMpcd 4,384 4,311 4,347 4,329 4,298 Gas húmedo dulce Gas húmedo amargo ,412 3,334 3,348 3,332 3,345 1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 Producción de gas seco y líquidos del gas MMpcd 3,800 3,600 3,671 3,593 3,638 3,658 3,597 Mbd Gas seco de plantas (MMpcd) Líquidos del gas natural (Mbd) 1 3, ,200 1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 1 Incluye el proceso de condensados

17 Producción de petroquímicos Miles de toneladas 1,441 1, ,244 1, , Otros* 1 Propileno y derivados Aromáticos y derivados Derivados del etano Derivados del metano Básicos T14 2T14 3T14 4T14 1T15 1 Ácido muriático, butadieno crudo, ceras polietilénicas, especialidades petroquímicas, hidrocarburos licuables de BTX, hidrógeno, isohexano, líquidos de pirólisis, oxígeno, CPDI, azufre, isopropanol, gasolina amorfa, gasolina base octano y nafta pesada. 16

18 Gasoducto Los Ramones Los Ramones Fase II: Norte Estructura accionaria (TAG Pipelines Norte): 45% BlackRock/First Reserve 1 30% PGPB 1 25% IEnova Gasoductos 1 Comienzo de operaciones: Diciembre 2015 Capacidad: 1.4 MMMpc; 42 diámetro Inversión: USD 1.3 miles de millones Extensión: 452 km (Los Ramones, NL a San Luis Potosí, SLP) Los Ramones Fase I Estructura accionaria: (Gasoductos de Chihuahua): 50% PGPB 50% IEnova Gasoductos Comienzo de operaciones: Diciembre 2014 Capacidad: 1.0 MMMpc (2014) a 2.1 MMMpc (2015); 48 diámetro Inversión: USD 0.6 miles de millones Extensión: 116 km (Agua Dulce, TX a Los Ramones, NL) Los Ramones Fase II: Sur Estructura accionaria: (TAG Pipelines Sur): 50% GDF Suez 1 45% BlackRock/First Reserve 1 5% PGPB 1 Comienzo de operaciones: Diciembre 2015 Capacidad: 1.4 MMMpc; 42 diámetro Inversión: USD 0.9 miles de millones Extensión: 291 km (San Luis Potosí, SLP a Apaseo el Alto, GTO) 1. Participación indirecta: se refiere a que la participación se mantiene a través de una subsidiaria o filial del propio grupo o empresa. 17

19 Contenido Entorno Exploración y producción Transformación industrial Resultados financieros Preguntas y respuestas 18

20 Millares Ventas y rendimiento bruto MXN MMM Ventas totales netas de IEPS Costo de ventas Rendimiento bruto Gastos generales 1 Rendimiento de operación Costos financieros 2 Rendimiento antes de impuestos y derechos Impuestos y derechos Rendimiento (pérdida) neto 1T Incluye Gastos de distribución, transportación y venta, Gastos de administración y Otros gastos (ingresos). 2 Incluye Intereses a cargo, Intereses a favor, Rendimiento (costo) por derivados financieros, Utilidad (pérdida) en cambios y Efecto de asociadas y compañías subsidiarias no consolidadas. Nota: Las cifras pueden no coincidir por redondeo. 19

21 Millares Rendimiento antes de impuestos y derechos MXN MMM Ventas totales netas de IEPS Costo de ventas Rendimiento bruto Gastos generales Rendimiento de operación Costos financieros 1 2 Rendimiento antes de impuestos y derechos Impuestos y derechos Rendimiento (pérdida) neto 1T Incluye Gastos de distribución, transportación y venta, Gastos de administración y Otros gastos (ingresos). 2 Incluye Intereses a cargo, Intereses a favor, Rendimiento (costo) por derivados financieros, Utilidad (pérdida) en cambios y Efecto de asociadas y compañías subsidiarias no consolidadas. Nota: Las cifras pueden no coincidir por redondeo. 20

22 Millares Resultado neto MXN MMM Ventas totales netas de IEPS Costo de ventas Rendimiento bruto Gastos generales Rendimiento de operación Costos financieros 1 2 Rendimiento antes de impuestos y derechos Impuestos y derechos Rendimiento (pérdida) neto 1T Incluye Gastos de distribución, transportación y venta, Gastos de administración y Otros gastos (ingresos). 2 Incluye Intereses a cargo, Intereses a favor, Rendimiento (costo) por derivados financieros, Utilidad (pérdida) en cambios y Efecto de asociadas y compañías subsidiarias no consolidadas. Nota: Las cifras pueden no coincidir por redondeo. 21

23 Evolución del Pasivo MXN MMM 2,893 2, (64) 10 1,143 1,280 Deuda financiera 1,474 1,494 Pasivo laboral Total Pasivo 2014 Deuda financiera Reserva para beneficios a empleados Proveedores Otros pasivos Total Pasivo 1T15 Otros pasivos Deuda financiera 11.9% 1, ,280 Deuda financiera 2014 Actividades de financiamiento 1 Amortizaciones 2 Variación cambiaria Otros 2 Deuda financiera 1T15 1 Incluye Contratos de Obra Pública Financiada y Contratos Integrales de Exploración y Producción. 2 Incluye intereses devengados y costo amortizado. 22

24 Evolución del Patrimonio MXN MMM (768) 10 6 (852) (101) Patrimonio 2014 Aportaciones del Gobierno Federal Resultados acumulados integrales Resultado del ejercicio Patrimonio 1T15 23

25 Contenido Entorno Exploración y producción Transformación industrial Resultados financieros Preguntas y respuestas 24

26 Relación con Inversionistas (+52 55)