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30 de abril de 2015
Resultados preliminares al 31 de marzo de 2015
Advertencia respecto a proyecciones a futuro y nota precautoria
1
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
2012. 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 15.1542= USD 1.00.
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 www.pemex.com.
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. (www.bmv.com.mx) y en la versión más reciente de la Forma 20-F de Petróleos Mexicanos registrada ante la
SEC (www.sec.gov). Estos factores pueden provocar que los resultados realizados difieran materialmente de cualquier proyección.
Contenido
Entorno
Exploración y producción
Transformación industrial
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
2
Entorno 1T15
3
30
50
70
90
110
130
1/14 3/14 5/14 7/14 9/14 11/14 1/15 3/15
Precios del petróleo crudo USD/b
Mezcla Mexicana
WTI
Prom 1T14:
92.41 USD/b Prom 1T15:
44.84 USD/b
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
1/14 3/14 5/14 7/14 9/14 11/14 1/15 3/15
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
12.5
13.0
13.5
14.0
14.5
15.0
15.5
16.0
01/14 03/14 05/14 07/14 09/14 11/14 01/15 03/15
Tipo de cambio MXN/USD
Prom 1T14:
13.24 MXN/USD
Prom 1T15:
14.93 MXN/USD
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
9.0
1/14 3/14 5/14 7/14 9/14 11/14 1/15 3/15
Precios del gas natural Henry Hub USD/MMBtu
Prom 1T14:
4.95
USD/MMBtu
Prom 1T15:
2.99
USD/MMBtu
Contenido
Entorno
Exploración y producción
Transformación industrial
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
4
Desempeño en producción de crudo Mbd
5
53.1% 52.6% 51.4% 51.3% 50.6%
34.4% 35.2% 35.8% 37.0% 37.7%
12.5% 12.2% 12.8% 11.8% 11.8%
2,492 2,468 2,398 2,360 2,300
1T14 2T14 3T14 4T14 1T15
Pesado Ligero Superligero
78%
22%
Marina Terrestre
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
ene-14 mar-14 may-14 jul-14 sep-14 nov-14 ene-15 mar-15
Producción diaria
Crudo pesado Crudo ligero Crudo superligero
Desempeño en producción de gas natural1
El aprovechamiento de
gas natural en el primer
trimestre de 2015 fue de
95.5%
6 1 No incluye nitrógeno.
72.3% 71.8% 68.4% 68.7% 69.8%
27.7% 28.2% 31.6% 31.3% 30.2%
5,808 5,762 5,701 5,761 5,753
1T14 2T14 3T14 4T14 1T15
Producción de gas natural MMpcd
Asociado No asociado
177 225
276 304 261
96.9% 96.1% 95.2% 94.7% 95.5%
1T14 2T14 3T14 4T14 1T15
Aprovechamiento de gas MMpcd
Envío de gas a la atmósfera (MMpcd)
Aprovechamiento de gas / Total de gasproducido
45%
55%
Marina Terrestre
Reservas probadas de PEMEX al 1 de enero de 20151
7
Crudo:
Gas seco equivalente:
Condensados y líquidos de planta:
75% 76% 72%
17% 16% 19%
8% 8% 9%
12.4
8.4
3.9
Probadas (1P) Desarrolladas Nodesarrolladas
68%
32%
100% = 12.4
Desarrolladas
No desarrolladas
Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMMbpce)
1 Reservas otorgadas a PEMEX en las asignaciones de Ronda Cero.
Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.
Reservas 3P de PEMEX al 1 de enero de 20151
8
MMMbpce
Crudo: 74% 68% 71% 65% 69%
Gas seco equivalente:
17% 24% 20% 26% 22%
Condensados y líquidos de planta:
9% 8% 9% 9% 9%
12.4
8.8
21.2
10.3
31.5
Probadas(1P)
Probables 2P Posibles 3P
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.
70% 59% 55%
30% 41% 45%
1P 2P 3P
44% 35% 35%
56% 65% 65%
1P 2P 3P
Distribución geográfica de las reservas de PEMEX
9
Reservas de crudo MMMb
Reservas al 1 de enero de 2015:
Tipo de reserva:
Reservas de gas natural MMMMpc
Marino
Terrestre
100% = 9.2 15.1 21.8 14.6 28.4 46.0
Cuenca Prod.
acum.
Reservas Recursos
prospectivos
1P 2P 3P Conv. No
conv.
Sureste 47.8 10.8 14.2 18.2 12.5
Tampico
Misantla 6.3 1.0 5.9 10.6 2.4 3.3
Burgos 2.5 0.3 0.4 0.6 1.5
Veracruz 0.8 0.2 0.2 0.2 0.6
Sabinas 0.1 0.0 0.0 0.1 0.4
Aguas
profundas 0.0 0.1 0.4 1.8 5.2
Total 57.5 12.4 21.1 31.5 20.7 5.2
MMMbpce Cuencas productoras
Crudo y gas
Gas
Sureste
Veracruz
Tampico-
Misantla
Burgos Sabinas
Golfo de México
Aguas
profundas
Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo. Las reservas probables y posible están en proceso de dictaminación por parte de la CNH.
Relación reserva-producción1 de PEMEX
10
1P
2P
3P
Año
Producción
MMbpce
Relación reserva-producción
Años
Relación reserva-producción
Reserva
Producción =
1,353 2013
1,333 2014
1,291 2015 2
24.4
16.4
9.6
31.6
18.6
10.1
32.9
19.3
10.2
1 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.
77.1 85.5 101.1 104.3 67.8 67.4
2010 2011 2012 2013 2014 2015
Evolución de la tasa de restitución de reservas probadas
11
Tasa de restitución 1P1
Por ciento
Al 1 de enero de cada año
77.1% 85.8%
101.1% 104.3%
67.8% 67.4%
128.7%
103.9% 107.6%
127.9%
87.2%
64.8%
0%
50%
100%
150%
2010 2011 2012 2013 2014 2015
1P 3P
Tasa de restitución de reservas2
1 Incluye: descubrimientos, delimitaciones, desarrollos y revisiones.
2 La tasa de restitución 3P sólo incluye descubrimientos.
Reservas de México Asignaciones de PEMEX
Incidente en Abkatún – A Permanente
1
2
3
4
5
7
6
1. Permanente
2. Tetrápodo
3. Habitacional
4. Enlace
Complejo Abkatún A • Atención oportuna del incidente
• Personal bien calificado
• Apoyo y coordinación efectiva de
embarcaciones y operaciones aéreas
• 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
• Metas de producción regionales serán
alcanzadas
A 79 km al noroeste de Cd.
del Carmen, Camp.
Tirante de agua promedio
de 39 m
Personas
evacuadas
Fallecidos Personas no
localizadas
301 4 3
Atención médica
PEMEX Compañías Total
21 24 45
5. Compresión
6. Perforación
7. Temporal
8. Área afectada
12
Contenido
Entorno
Exploración y producción
Transformación industrial
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
13
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.
Desempeño en procesamiento y producción de petrolíferos
14 1 Incluye parafinas, extracto de furfural, aeroflex, asfalto, lubricantes, coque, aceite cíclico ligero y otras gasolinas.
659 676 696 591 547
507 514 481 488 511
1,166 1,190 1,177 1,079 1,058
1T14 2T14 3T14 4T14 1T15
Proceso de crudo Mbd
Crudo pesado
Crudo ligero
430 453 421 383 388
241 276 283 237 205
282 307 285
273 287
214 210 203
195 195
57 59 53
45 50
105 97
85 93 95
1,330 1,401
1,329 1,226 1,221
1T14 2T14 3T14 4T14 1T15
Producción de petrolíferos Mbd
Gasolinas automotrices Combustóleo Diesel GLP Turbosina Otros*1
2.93 3.56
1.32
-0.96 -0.15
1T14 2T14 3T14 4T14 1T15
Margen variable de refinación USD/b
Proceso y producción de gas
15 1 Incluye el proceso de condensados.
3,412 3,334 3,348 3,332 3,345
972 976 999 997 953
4,384 4,311 4,347 4,329 4,298
1T14 2T14 3T14 4T14 1T15
Proceso de gas natural MMpcd
Gas húmedo dulce
Gas húmedo amargo
3,671
3,593 3,638 3,658
3,597
369 368 363 356
349
300
325
350
375
400
425
450
3,200
3,400
3,600
3,800
1T14 2T14 3T14 4T14 1T15
Mbd MMpcd
Producción de gas seco y líquidos del gas Gas seco deplantas (MMpcd)
Líquidos del gasnatural (Mbd)1
Producción de petroquímicos
16
Miles de toneladas
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.
112 98 111 108 118
360 350 289 279 307
282 262 235 226
269
165 177 149 152
197
123 125
136 122
118
399 354
325 314 261
1,441 1,366
1,244 1,200
1,269
1T14 2T14 3T14 4T14 1T15
Otros*
Propileno y derivados
Aromáticos yderivados
Derivados del etano
Derivados delmetano
Básicos
1
17 1. Participación indirecta: se refiere a que la participación se mantiene a través de una subsidiaria o filial del
propio grupo o empresa.
Los Ramones Fase II: Norte
• Estructura accionaria (TAG Pipelines Norte):
• 45% BlackRock/First Reserve1
• 30% PGPB1
• 25% IEnova Gasoductos1
• 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 II: Sur
• Estructura accionaria: (TAG Pipelines Sur):
• 50% GDF Suez1
• 45% BlackRock/First Reserve1
• 5% PGPB1
• 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)
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)
Gasoducto Los Ramones
Contenido
Entorno
Exploración y producción
Transformación industrial
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
18
280.0
85.5
48.4
2.3
100.5
194.5
37.1
46.2
102.8
Ventastotales netas
de IEPS
Costo deventas
Rendimientobruto
Gastosgenerales
Rendimientode operación
Costosfinancieros
Rendimientoantes de
impuestos yderechos
Impuestos yderechos
Rendimiento(pérdida) neto
Mil
lare
s
MXN MMM
Ventas y rendimiento bruto
19
1
1 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.
2
422.8 -210.3 212.5 -31.3 181.2 -7.0 174.2 -210.1 -36.0
1T14
280.0
85.5
48.4
2.3
100.5
194.5
37.1
46.2
102.8
Ventastotales netas
de IEPS
Costo deventas
Rendimientobruto
Gastosgenerales
Rendimientode operación
Costosfinancieros
Rendimientoantes de
impuestos yderechos
Impuestos yderechos
Rendimiento(pérdida) neto
Mil
lare
s
MXN MMM
Rendimiento antes de impuestos y derechos
20
1 2
422.8 -210.3 212.5 -31.3 181.2 -7.0 174.2 -210.1 -36.0
1T14
1 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.
280.0
85.5
48.4
2.3
100.5
194.5
37.1
46.2
102.8
Ventastotales netas
de IEPS
Costo deventas
Rendimientobruto
Gastosgenerales
Rendimientode operación
Costosfinancieros
Rendimientoantes de
impuestos yderechos
Impuestos yderechos
Rendimiento(pérdida) neto
Mil
lare
s
MXN MMM
Resultado neto
21
1 2
422.8 -210.3 212.5 -31.3 181.2 -7.0 174.2 -210.1 -36.0
1T14
1 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.
Evolución del Pasivo
22
MXN MMM
1 Incluye Contratos de Obra Pública Financiada y Contratos Integrales de Exploración y Producción.
2 Incluye intereses devengados y costo amortizado.
276 221
1,474
136 20 (64) 10
1,494
1,143 1,280
2,893 2,995
Total Pasivo2014
Deudafinanciera
Reservapara beneficiosa empleados
Proveedores Otros pasivos Total Pasivo1T15
Otros pasivos
Pasivo laboral
Deuda financiera
175 56 19 1,143
1,280 2
Deuda financiera2014
Actividadesde
financiamiento
Amortizaciones Variacióncambiaria
Otros Deuda financiera1T15
Deuda financiera
2
1
2
11.9%
Evolución del Patrimonio
23
(768)
(852) 10
6
(101)
Patrimonio2014
Aportacionesdel Gobierno
Federal
Resultadosacumuladosintegrales
Resultado delejercicio
Patrimonio1T15
MXN MMM
Contenido
Entorno
Exploración y producción
Transformación industrial
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
24