Resultados preliminares al 31 de diciembre de de febrero de 2015

Transcripción

1 Resultados preliminares al 31 de diciembre de de febrero 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. Conversiones cambiarias Para fines de referencia, las conversiones cambiarias de pesos a dólares de los E.U.A. se han realizado al tipo de cambio prevaleciente al 31 de diciembre de 2014 de MXN = USD 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. Régimen fiscal A partir del 1 de enero de 2006 y hasta el 31 de diciembre de 2014 el esquema de contribuciones de PEP se establece en la Ley Federal de Derechos; y el del resto de los Organismos Subsidiarios en la Ley de Ingresos de la Federación. El derecho principal en este régimen fiscal de PEP es el Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH), cuya base gravable es un cuasi rendimiento de operación. Adicionalmente al pago del DOSH, PEP ha pagado otros derechos. El Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) aplicable a gasolinas y diésel de uso automotriz se establece en la Ley de Ingresos de la Federación del ejercicio correspondiente. Si el precio al público es mayor que el precio productor, el IEPS lo paga el consumidor final de gasolinas y diésel para uso automotriz; en caso contrario, el IEPS lo absorbe la SHCP y lo acredita a Pemex-Refinación (PR), quien es un intermediario entre la SHCP y el consumidor final. La diferencia entre el precio al público, o precio final, y el precio productor de gasolinas y diésel es, principalmente, el IEPS El precio al público, o precio final, de gasolinas y diésel lo establece la SHCP. El precio productor de gasolinas y diésel de PR está referenciado al de una refinería eficiente en el Golfo de México. Desde 2006 si el precio final es menor al precio productor, la SHCP acredita a PR la diferencia entre ambos. El monto de acreditación del IEPS se presenta en devengado, mientras que la información generalmente presentada por la SHCP es en flujo. 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 memorándums 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 Avances de la Reforma Energética Exploración y producción Transformación industrial Entorno Resultados financieros Preguntas y respuestas 2

4 Metas alcanzadas 3

6 Migración de asignaciones a contratos: COPFs, CIEPs y Farm-outs Primera etapa: 22 contratos existentes Segunda etapa: asociaciones (farm-outs) Reservas 2P (MMbpce) 1 Inversión esperada (USD MMM) Campos Fase uno Activos Poza Rica-Altamira y Burgos Fase dos 1, Activos ATG y Burgos Aguas someras Bolontikú, Sinán y Ek Crudo extrapesado Ayatsil-Tekel-Utsil Terrestres Rodador, Ogarrio y Cárdenas-Mora Aguas profundas (gas) Aguas profundas (aceite) Kunah-Piklis Trión y Exploratus Total 4, Ago / Abr 15 Migración de CIEP y COPF Primera etapa Ene / Jun 15 CIEP y COPF - Segunda etapa Nov 14 / Dic Asociaciones con PEMEX (Farm-outs) Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 1 MMbpce millones de barriles de petróleo crudo equivalente. 2 Reserves 3P 5

7 Migración de asignaciones a contratos: COPFs, CIEPs y Farm-outs Contratos COPFs y CIEPs A la fecha, se encuentran vigentes: 6 Contratos de Obra Pública Financiada (COPF) 16 Contratos Integrales de Exploración y Producción (CIEP) El 19 de diciembre de 2014, se presentaron a la Secretaría de Energía las primeras nueve solicitudes de migración: COPF: Misión y Olmos CIEP: Santuario, Magallanes, Altamira, Arenque, Ébano, Miquetla y Pánuco Farm-outs Se han identificado, en un primera etapa, 14 campos para migrar de Asignaciones a Contratos de Exploración y Extracción 3 campos maduros en aguas someras 3 campos de aceite extra-pesado marinos 4 campos maduros terrestres 2 campos gigantes de gas en aguas profundas 2 campos de aceite descubiertos en Área Perdido 6

8 Mayor producción de crudo ligero Mbd 2,522 2,492 2,468 2,398 2,360 2,429 13% 12% 13% 12% 34% 35% 36% 37% 24% 53% 53% 51% 51% T14 2T14 3T14 4T Pesado Ligero Superligero Promedio anual Producción diaria 2,500 2,000 1,500 1, Marina 76% Terrestre - ene-14 mar-14 may-14 jul-14 sep-14 nov-14 Crudo pesado Crudo ligero Crudo superligero 7

9 Inicio de producción Ayatsil-Tekel Plano de ubicación Reservas Mmbpce Ayatsil Tekel Utsil Total 2P Potencial de reservas a recuperar de MMbpce Compuestas principalmente de crudo extra-pesado Perfil de producción Crudo Mbd Localizado entre km frente a las costas de Campeche Superficie de 74 km 2 Tirante de agua 125 m Gas MMpcd Se estima una producción máxima de 136 Mbd y 16 MMpcd 8

10 Mayor producción de gas natural 1 Producción de gas natural MMpcd 5,679 5,808 5,762 5,701 5,761 5,758 28% 28% 32% 31% 42% 72% 72% 68% 69% 58% T14 2T14 3T14 4T Asociado No asociado Promedio anual Marina Terrestre Aprovechamiento de gas MMpcd 97.8% Envío de gas a la atmósfera (MMpcd) Aprovechamiento de gas / Total de gas producido Promedio anual 96.9% 96.1% 95.2% 94.7% % 246 El aprovechamiento de gas natural en 2014 fue de 95.7% T14 2T14 3T14 4T No incluye nitrógeno 9

11 Actividad exploratoria Sísmica 3D (km 2 ) 13,991 6, Pozos perforados Millones de pesos Pozos 23,907 26,256 Sísmica 5,141 5,448 Otros 3,130 3,358 Total 32,178 35, Inversión (millones de pesos) 35,063 32, Pozos Inversión Millones de pesos Aguas profundas 5 17,043 Aguas someras 5 8,780 Terrestres 14 9,242 Total 24 35,063

13 Integrar para lograr mayores sinergias La integración de las distintas divisiones de Transformación Industrial permite capturar diversas sinergias: coordinación y eficiencia operativas; integración de cadenas de valor; y elaboración de estrategias integrales de atención a clientes y mercados Petro- química La futura creación de filiales de Logística, Cogeneración, Fertilizantes y Polímeros de Etileno favorecerán igualmente en: mayor agilidad para captar ventajas competitivas ahorros en servicios auxiliares Gas Refinación Oportunidades de generar alianzas estratégicas en un sector regulado 12

14 Proyectos de PEMEX que apoyan las eficiencias de Transformación Industrial Proyecto Capacidad est. (MW) Cactus 560 Salina Cruz Cadereyta 690 Tula 640 Minatitlán 690 Cadereyta 390 Total 2,970 Los Ramones Tuxpan Tula Inicio operaciones del gasoducto Los Ramones Fase I Cogeneración (potencial de 2.9 GW) Incremento en la capacidad de almacenamiento en la Terminal de Tuxpan Inicio de operaciones de las plantas del proyecto de gasolinas UBA en Cadereyta Minatitlán Cactus Instalaciones de PEMEX Refinería Salina Cruz Planta de procesamiento de gas Terminal marítima 13

15 Mejora en el margen variable de refinación Proceso de crudo Mbd 1,224 Crudo pesado Crudo ligero 1,155 Margen variable de refinación USD/b Promedio anual Promedio trimestral ,157 1,190 1,177 1, T14 2T14 3T14 4T T14 2T14 3T14 4T Producción de petrolíferos Mbd 1,386 1, ,330 1,401 1, , Durante 2014 el proceso de crudo y la producción de petrolíferos fueron de 1,155 Mbd y de 1,321 Mbd, respectivamente T14 2T14 3T14 4T 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 Mayor proceso de gas húmedo amargo Proceso de gas natural MMpcd 4,404 4,343 Gas húmedo dulce Gas húmedo amargo 1, ,384 4,311 4,347 4,329 3,330 3, T14 2T14 3T14 4T Producción de gas seco y líquidos del gas MMpcd 3,800 3,693 3,671 3,600 3,400 3,593 3,638 3,658 3, Mbd Gas seco de plantas (MMpcd) Gas seco de planta anual Líquidos del gas 1 (Mbd) Líquidos de gas anual 3, T14 2T14 3T14 4T Incluye el proceso de condensados

17 Mayor producción en las cadenas de aromáticos y propileno Miles de toneladas 5,455 1, ,244 1,200 5,251 1, Otros 1 Propileno y derivados Aromáticos y derivados 1,148 1,366 1,005 Derivados del etano 1,348 1,278 1, Derivados del metano Básicos T14 2T14 3T14 4T 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

19 Entorno Precios del petróleo crudo USD/b Prom 2013: US$/b Mezcla mexicana WTI Prom 2014: US$/b 30 1/13 4/13 7/13 10/13 1/14 4/14 7/14 10/ Prom 2013: 3.65 USD/MMBtu Precios del gas natural USD/MMBtu Prom 2014: 4.43 USD/MMBtu 2.5 1/13 4/13 7/13 10/13 1/14 4/14 7/14 10/ Precios de la gasolina regular en la costa norte del Golfo de México USD/Gal Prom 2013: 2.78 USD/Gal Prom 2014: 2.57 USD/Gal /13 4/13 7/13 10/13 1/14 4/14 7/14 10/ dic 31, 2013: MXN/USD Tipo de cambio MXN/USD dic 31, 2014: MXN/USD /13 4/13 7/13 10/13 1/14 4/14 7/14 10/14 18

21 Ventas y Rendimiento bruto 2014 MXN MMM 1, (746) (264) 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 , (33) (170) 9 meses , (45) (148) 1 Incluye Otros gastos 2 Incluye participación de subsidiarias y asociadas 20

22 Rendimiento antes de impuestos y derechos 2014 MXN MMM 1, (746) (264) 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 , (170) 9 meses , (148) 1 Incluye Otros gastos 2 Incluye Participación de subsidiarias y asociadas 21

23 Resultado neto 2014 MXN MMM 1, (264) 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 , (170) 9 meses , (148) 1 Incluye Otros gastos 2 Incluye Participación de subsidiarias y asociadas 22

24 Evolución del Pasivo MXN MMM 2, (6) 2,895 1,143 Deuda financiera 841 1,119 1,474 Pasivo laboral Total Pasivo 2013 Deuda financiera Reserva para beneficios a empleados Proveedores Otros pasivos Total Pasivo 2014 Otros pasivos Deuda financiera 35.9% (207) ,143 Deuda financiera 2013 Actividades de financiamiento 1 Amortizaciones Variación cambiaria Otros 2 Deuda financiera Incluye Contratos de Obra Pública Financiada y Contratos Integrales de Exploración y Producción. 2 Incluye intereses devengados y costo amortizado. 23

25 Antecedentes y actualización necesaria del esquema de pensiones México: Esperanza de vida al nacer Años En 1942 se establecen condiciones de jubilación: 55 años de edad 25 años de antigüedad hasta 80% del sueldo El incremento de la esperanza de vida ha generado un crecimiento exponencial en el pasivo laboral Obligaciones laborales MXN MMM 1,474 42% Derechos adquiridos Pensiones en curso 10% 48% Obligaciones laborales totales Obligaciones a reformar Pensiones en curso y derechos adquiridos El Gobierno Federal aportará la cantidad equivalente a los ahorros que resulten de la negociación y modificación del Contrato Colectivo de Trabajo con base en: Régimen de cuentas individuales portables para nuevos empleados Ajuste gradual de parámetros para trabajadores activos 24

26 Evolución del Patrimonio MXN MMM (185) (52) (269) (264) (770) Patrimonio 2013 Aportaciones del Gobierno Federal Resultados acumulados integrales Resultado del ejercicio Patrimonio

27 Programa de financiamientos 2015 Fuente Programa USD MMM Mercado nacional Mercados internacionales % Programa de financiamientos % = USD 18.5 MMM 6.5% 12.2% 44.7% 35.0% Préstamos bancarios Agencias de Crédito a la Exportación (ECAs) Otros Mercados internacionales Mercados nacionales Préstamos bancarios Agencias de Crédito a la Exportación (ECAs) Otros Moneda Tasa de interés Instrumento Exposición por moneda 11% 4% 1% 1% 1% 22% 1% 4% 9% 63% 28% 72% 7% 19% 58% 0% 25% 74% Dólar UDIS Euros Libra Esterlina Fija Flotante Bonos Intl. ECAs Cebures Bancario Intl. Dólar Euros Pesos UDI Yenes Pesos Bancario Nal. Otros 26

28 Disciplina financiera Premisas del ajuste presupuestal Minimizar el efecto en la producción de crudo y gas. Minimizar el impacto en la restitución de reservas. Mantener la capacidad de suministrar el mercado nacional de petrolíferos. Minimizar el impacto en la seguridad y confiabilidad de las instalaciones y con apego a las normas ambientales. Minimizar el posible impacto en la competitividad futura para la apertura del mercado nacional de petrolíferos. Incrementar la rentabilidad de PEMEX. 27

29 Metas futuras 28

31 Relación con Inversionistas (+52 55)