Encuentro con el mercado mexicano · Director Corporativo de Finanzas Encuentro con el mercado...
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25 de enero 2017 Juan Pablo Newman Director Corporativo de Finanzas Encuentro con el mercado mexicano
Transcript of Encuentro con el mercado mexicano · Director Corporativo de Finanzas Encuentro con el mercado...
25 de enero 2017
Juan Pablo Newman
Director Corporativo de Finanzas
Encuentro con el mercado mexicano
Contenido
Situación actual
PEMEX 2016
Plan de Negocios
Panorama 2017
1
1
Jugador clave en la industria petrolera
2.2 2.3 2.6 2.9 3.1 3.2 3.3 3.5 3.9
11.9
PetrobrasExxonPEMEXPDVKPCCNPCRosneftINOCNIOCSaudiAramco
Principales productores de crudo1
MMbd
2 1 Petroleum Intelligence Weekly (PIW) 2015, The World’s Top 50 Oil Companies.
Evolución de la inversión en E&P Miles de millones de pesos
0
50
100
150
200
250
300
350
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0
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1
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3
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4
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5
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6
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7
2008
200
9
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0
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1
201
2
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3
201
4
201
5
201
6
Producción de crudo MMbd
∆+54%
∆-38%
Nuestra infraestructura
3
5.9
5.0
4.6
3.2
3.1
3.0
2.7
2.4
2.2
2.1
2.0
1.9
1.8
1.8
Sinopec
Exxon
CNPC
Shell
Saudi Aramco
Valero
PDV
Petrobras
Total
Phillips
Rosneft
BP
Chevron
PEMEX
Capacidad de refinación1
MMbd
1 Petroleum Intelligence Weekly (PIW) 2015, The World’s Top 50 Oil Companies. 3
6 refinerías en México y 1 en EEUU
9 centros procesadores de gas
8° perforadora terrestre
15° global por activos de logística
258 plataformas en operación
9,000 pozos
Más de 40 mil km de ductos
74 terminales de almacenamiento y reparto
16 barcos
Casi 1,500 autotanques
Contenido
4
Situación actual
PEMEX 2016
Plan de Negocios
Panorama 2017
2
Año de estabilización financiera
5
1 El balance financiero es el flujo resultante de restar los egresos totales (incluyendo el costo financiero) a los ingresos totales.
Cumplimiento de Plan de Ajuste de MXN 100 mil millones
• Generar eficiencias y reducir costos MXN 35 mil millones
• Replantear y diferir inversiones MXN 64.9 mil millones
• Ajuste de CAPEX y OPEX para maximizar rentabilidad del
portafolio de proyectos MXN 6.2 mil millones
Apoyos del Gobierno Federal
• Inyección de capital de MXN 73.5 mil millones
• Beneficio fiscal por MXN 38.5 mil millones
• Asunción del pasivo laboral por MXN 184.2 mil millones
Mejora del balance financiero en un tercio1
Año de estabilización financiera
6
Adeudo saldado con proveedores por MXN 147 mil millones
• Priorización de pago de acuerdo al tamaño de la empresa
Reducción de ADEFAS 2016 a la mitad
Mejora en la estructura de financiamiento
• Medidas bien recibidas por los mercados
• Reducción riesgo PEMEX
• Acceso permanente a diferentes mercados
Nuevos modelos de negocio bajo la Reforma Energética
• Desinversión de activos no estratégicos como GdC
• Farmout Trión con BHP Billiton
• Asociaciones E&P Bloque 3 Perdido con Chevron e Inpex
Tendencia positiva
-20,000
-15,000
-10,000
-5,000
0
5,000
10,000
15,000
20,000
1T
12
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15
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15
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16
2T
16
3T
16
Rendimiento de operación Millones de dólares
-12,000
-10,000
-8,000
-6,000
-4,000
-2,000
0
2,000
4,000
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12
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13
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14
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14
1T
15
2T
15
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15
4T
15
1T
16
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16
3T
16
Resultado neto Millones de dólares
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
en
e-0
9
ma
y-0
9
sep-0
9
en
e-1
0
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0
en
e-1
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ma
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1
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1
en
e-1
2
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2
sep-1
2
en
e-1
3
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3
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3
en
e-1
4
ma
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4
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4
en
e-1
5
ma
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5
sep-1
5
en
e-1
6
ma
y-1
6
sep-1
6
Plazo promedio de la deuda
7.60
5.00
5.50
6.00
6.50
7.00
7.50
8.00
sep-1
1
en
e-1
2
ma
y-1
2
sep-1
2
en
e-1
3
ma
y-1
3
sep-1
3
en
e-1
4
ma
y-1
4
sep-1
4
en
e-1
5
ma
y-1
5
sep-1
5
en
e-1
6
ma
y-1
6
sep-1
6Saldo de la caja consolidada
Millones de dólares Años
• Se ha priorizado el desarrollo de nuevas fuentes de financiamiento con el objetivo de
diversificar
• Para minimizar choques externos, se ha implementado una estrategia de cobertura que
empate con la estructura de ingresos dolarizada de la empresa
Por moneda Por tipo de tasa Por fuente Por exposición
8
68% 11%
3%
1% 2%
14%
1%
DólarDólar australianoEurosUDISLibras esterlinasYenesPesosFrancos suizos
77%
23%
Fija Flotante
66% 12%
5%
4% 5% 5% 3%
Bonos Intl.
Cebures
ECAs
Bancario Intl.
Bancario Nal.
Crédito Contingente
Otros
82%
16%
1% 1%
Dólar Pesos
UDIS Yen
Nota: Al 30 de septiembre de 2016, la deuda financiera total se ubicó en USD 98.1 mil millones.
No incluye intereses devengados. Las sumas pueden no coincidir por redondeo.
Perfil de la deuda
150
200
250
300
350
400
ene-16 may-16 sep-16 ene-17
Pemex vs UMS 10a PEMEX vs Mbono 10a
• Los mercados han respondido de manera positiva; sin embargo, el mercado local muestra un
rezago con respecto al desempeño mostrado en el mercado internacional
• Disminución del diferencial entre el riesgo PEMEX y el soberano de 159 puntos base
150
170
190
210
230
250
270
290
310
330
3.5
4.0
4.5
5.0
5.5
6.0
6.5
7.0
7.5
ene-2016 abr-2016 jul-2016 oct-2016 ene-2017
Pu
nto
s b
ase
Ren
dim
ien
to a
l ve
ncim
ien
to (
%)
Pemex vs UMS 5a Pemex 5a USD
Tasa de Bonos Pemex 5a en dólares
9
Diferencial PEMEX vs Gob. Mexicano 10a
Acceso a los mercados y manejo activo de deuda
Fuente: Bloomberg
Amplio acceso a mercados
Febrero Marzo Junio Julio Octubre
USD 5
Mil Millones
Tasa
6.5%
USD 2.5
Mil Millones
USD 380 Millones USD 760 Millones USD 5.6
Mil Millones
Tasa
4.3%
Tasa
1.8%
Tasa
0.5%
Tasa
5.6%
Sobredemanda
3.5x
Sobredemanda
2.7x
Tasa nominal
mínima
alcanzada en
cualquier
moneda
Primera
transacción desde
2007
Mejora perfil de
amortizaciones
Operación de
Manejo de
Pasivos
Diciembre
USD 5.5
Mil Millones
Tasa
6.1%
Prefondeo
2017
10
Emisiones más importantes en 2016
Contenido
11
Situación actual
PEMEX 2016
Plan de Negocios
Panorama 2017
3
• 2017 confirma un cambio en la tendencia
No incluye ingresos adicionales por desinversiones
Se mantiene la disciplina de costos implementada en 2016. Los incrementos en productividad
están documentados de manera individual
El flujo de efectivo liberado por alianzas se destinará a fortalecer el balance
Plan de Negocios 2016-2021 Premisas conservadores y realistas
55 58
59 60 61
42
54 55 57 56 48
56
68 71 71
40
50
60
70
80
2017 2018 2019 2020 2021
Precio del crudo1
USD por barril BRENT futuros
PEMEX
PETROBRAS
5.2%
5.4%
5.5% 5.6%
5.6%
5.2%
5.4%
5.6%
5.8%
2017 2018 2019 2020 2021
Costo de fondeo PEMEX
1. Superávit primario: MXN 8.4 mil millones
2. Plataforma de producción alcanzable: 1,944 Mbd
3. Proyección de precios conservadora: 42 USD/b
1 Fuente: Bloomberg (Octubre) y Pemex
12
2017
Plan de Negocios 2016-2021 Perspectiva financiera
• Pemex Exploración y Producción
• Concentración en asignaciones rentables después de impuestos
• Pemex Transformación Industrial
• Asociaciones para servicios auxiliares y reconfiguración de refinerías
• Disciplina y confiabilidad operacional
• Eficiencia en costos y reconocimiento gradual de costos de transporte
• Pemex Logística
• Temporada abierta
• Enfoque en líneas de negocio rentables
Caso de negocios
13
• Pemex Exploración y Producción
• Programa intensivo de farmouts
• Desarrollo de proyectos rentables después de impuestos, bajo condiciones fiscales similares a privados
• El ingreso adicional generado por farmouts se reparte entre PEMEX y el Gobierno Federal
• Aumenta recaudación del Gobierno Federal
• PEMEX mejora su flujo
Escenario
mejorado
-32 -58
-40 -49
-36
-133
-147 -149
-94
-84 -64
-1
43
-35
3
92
145
-200
-150
-100
-50
0
50
100
150
2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021
Balance financiero MXN miles de millones
Plan de Negocios Mejorado6
32
665
783
787
841
1,1
43
1,4
93
1,7
94
1,8
63
1,9
04
1,9
78
1,9
90
1,9
56
1,8
63
1,8
54
1,8
60
1,7
76
1,6
38
500
1,000
1,500
2,000
2,500
2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021
Deuda consolidada MXN miles de millones
Plan de Negocios Mejorado
13 13
2,6
01
2,5
77
2,5
53
2,5
48
2,5
22
2,4
29
2,2
67
2,1
30
1,9
44
1,8
11
1,7
80
1,8
05
1,8
80
19
5
25
7
26
7
316
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
200
9
201
0
201
1
201
2
201
3
201
4
201
5
201
6
201
7
201
8
201
9
202
0
202
1
Producción de crudo Mbd
Improved Business PlanMejorado Plan de negocios
Contenido
Situación actual
PEMEX 2016
Plan de Negocios
Panorama 2017
14
4
Programa de Financiamiento 2017
Fuente
Deuda
interna
MXN MMM
Deuda externa
USD MMM
Endeudamiento neto interno aprobado 28
Endeudamiento neto externo aprobado 7.1
PROGRAMA
Financiamiento doméstico 30 - 70
Financiamiento internacional 2 – 4
Prefondeo realizado en 2016 5.5
Total de Amortizaciones 2017 52.1 3.5
Endeudamiento neto (22) – 18 4 – 7
Necesidades de financiamiento 2017E MXN 95 mil millones
Reducción del endeudamiento neto
1
15
• El techo de endeudamiento autorizado para 2017 se redujo a MXN 150 mil millones, comparado
con MXN 240 mil millones autorizados en 2016
• En 2017, el techo de endeudamiento mayor a las necesidades otorga la flexibilidad para financiar
anticipadamente necesidades de 2018 y a la vez consolidar la posición de liquidez
24 45
62
223 195
232
95
55
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 e
Endeudamiento neto MXN MMM
e. Endeudamiento neto autorizado por el Congreso de la Unión.
Necesid
ad
es
T
ech
o d
isp
on
ible
* Tipo de cambio 20 MXN/USD. Las sumas pueden no coincidir por redondeo.
Perspectivas de negocio en 2017
2.1
Aguas Someras
Exploración & Extracción
Tipo de
campo
Áreas
Licitación
15 Contratos de
Producción Compartida
Jun. 19, 2017
2.2
Exploración & Extracción
Campos Terrestres
12 Licencias
Jul. 12, 2017
2.3
Exploración & Extracción
Campos Terrestres
14 Licencias
Jul. 12, 2017
Ayín-Batsil Farmouts
PEMEX Ogarrio y Cárdenas-Mora Por confirmar
Exploración y Producción
Transformación Industrial
Liberalización de precios de gasolinas y diésel
Asociaciones en reconfiguración de refinerías y suministro de servicios auxiliares
Logística
Temporada abierta de ductos
16
Conclusiones
Hoy
17
Empresa estratégica en México y el mundo
Finanzas estables
Reforma Energética: oportunidad histórica
Materialización de nuevos esquemas de negocio
Equilibrio
financiero
2020-2021
Asociaciones para Actividades de Exploración y Producción
Antecedentes
Farmout
Bloque Trión
Ronda 1.4
Bloque 3 Norte
18
1
PEMEX ha realizado importantes descubrimientos de hidrocarburos en el Área Cinturón Plegado Perdido, donde la Reforma Energética le permitirá acelerar la captura del valor de las reservas descubiertas
Área Perdido
▪ En el Proyecto Área Perdido, se han invertido ~MXN50 mil millones en exploración, descubriendo más de 1,6001 MMbpce de reservas 3P
▪ Se han descubierto los campos Trión, Supremus, Maximino, Exploratus y Nobilis
▪ PEMEX cuenta con 21 asignaciones que abarcan ~8,600km2
1 Reserva asociada a Trión, Supremus, Maximino, Exploratus y Nobilis
2 Reservas 3P
FUENTE: Dirección de Exploración
Aprovechando las posibilidades de la Reforma Energética, PEMEX decidió
hacer el farmout del campo Trion
PEMEX no ha desarrollado campos en aguas profundas, porque hasta antes de la Reforma Energética no existía la posibilidad de asociarse para compartir riesgos y adquirir las capacidades técnicas necesarias
Desarrollar
capacidades
técnicas y
tecnológicas en
Aguas Profundas
▪ Las asociaciones con compañías líderes en la exploración y
desarrollo de aguas profundas permitirán a PEMEX:
– Complementar y desarrollar capacidades técnicas y
tecnológicas para su futura aplicación en otras asignaciones en
aguas profundas
– Acelerar la captura de valor en las áreas asignadas
Compartir riesgo
financiero y
operativo
▪ Debido a la incertidumbre de los proyectos y a las altas
inversiones en sus etapas iniciales, los proyectos son de larga
maduración. El ciclo de descubrimiento para la primera producción
toma de 5 a 8 años
▪ La asociación por medio de farmout permite a PEMEX compartir el
riesgo asociado con el desarrollo de Trión
▪ Mediante asociaciones, PEMEX podrá confirmar las reservas y
acceder a producción disminuyendo el riesgo financiero
Objetivo
Contenido
Antecedentes
Farmout
Bloque Trión
Ronda 1.4
Bloque 3 Norte
21
2
FUENTE: Dirección de Exploración
PEMEX descubrió Trión en 2012, y por su ubicación estratégica, se decidió realizar un farmout para acelerar su desarrollo
Características del
farmout
Contrato para realizar actividades de exploración y extracción, a su
exclusivo costo y riesgo, teniendo el derecho a la transmisión onerosa de
hidrocarburos, con vigencia de 35 a 50 años
Obligación mínima de realizar las siguientes actividades:
- Exploratorias: Adquisición y procesamiento de 1250 km2 de sísmica 3D
Wide Azimuth, y 1 pozo exploratorio; y
- De evaluación: 1 Pozo delimitador en el campo Trión
La Contraprestación del Estado incluye un bono a la firma y cuota
contractual para la fase exploratoria:
- Por los primeros 60 meses de vigencia: MXN 1,175.42 por km²
- A partir del mes 61 y hasta su terminación: MXN 2,810.78 por km²
El Estado transmitirá al contratista la propiedad de los hidrocarburos
producidos en el área contractual
Características del
Bloque Trión
▪ Reservas 3P de 420 MMb en aceite y 325 MMb en gas, sumando un total de
reservas 3P de 485 MMbpce
▪ Aceite de 21-29° API
▪ Cobertura al 100% con sísmica 3D y procesado de migración en
profundidad
▪ Inversiones realizadas por USD 381 millones
Descripción
A través de un proceso licitatorio conducido por la CNH, PEMEX ofertó una participación del 60% del campo Trión, resultando ganador BHP Billiton
Porcentaje
Participación de
PEMEX
PEMEX retiene el 40% de participación
Pago en efectivo por
empate en propuesta
económica
El monto de USD 624 millones propuesto por el licitante ganador dividido
de la siguiente manera:
‒ USD 62.4 millones por el 10% al Estado Mexicano como bono a la
firma en efectivo
‒ USD 561.6 millones por el 90% como acarreo de costo adicional en
favor de PEMEX
Aportación mínima El licitante ganador realizará una aportación de USD 570 millones
para las actividades bajo el contrato de licencia
Condiciones de
las bases
Regalía y derechos en
favor del Estado (LISH y
contrato de licencia)
Las contraprestaciones en favor del Estado de acuerdo a la Ley de
Ingresos sobre Hidrocarburos son las siguientes:
a) cuota contractual para la fase exploratoria; y
b) regalías calculadas como un porcentaje aplicado al valor del tipo
de hidrocarburo extraído. Este porcentaje varía en función del
precio del hidrocarburo
Términos
comerciales
• La diferencia entre el ganador y el segundo lugar (BP) fue menor al 3%
• El monto adicional ofertado confirmó el valor del bloque, estimado por PEMEX
Una regalía adicional del 4% Regalía adicional
Conforme al acuerdo de operación conjunta y considerando la propuesta ganadora, BHP Billiton está obligado a cubrir un monto de hasta USD 1,974 millones antes de que PEMEX realice algún desembolso
Cuenta conjunta USD Inversiones a erogar por
BHP Billiton USD
Acarreo (aportación mínima)
Pago en efectivo adicional por
desempate
Monto complementario por el 60% de
participación de BHP Billiton
570,000,000 570,000,000
10% bono a la firma para el Estado
90% aportación adicional para actividades
contractuales correspondientes al 40% de
participación de PEMEX
624,000,000
62,400,000
561,600,000
842,400,000
1,974,000,000 Total
Lo anterior puede expresarse de la siguiente manera:
Fórmula para el cálculo del monto total en la cuenta conjunta:
570,000,000 + 624,000,000 x 0.9
0.4 = 1,974,000,000
1,404,000,000
• Con esta oferta PEMEX no tendría que invertir en este proyecto en los próximos 4 años,
dependiendo del ritmo de ejecución
• Se espera firmar el contrato durante la primera semana de marzo 2017
• En el escenario evaluado por PEMEX, se espera la primera producción en 2023
Contenido
Antecedentes
Farmout
Bloque Trión
Ronda 1.4
Bloque 3 Norte
25
3
En la Ronda 1.4 de aguas profundas, PEMEX eligió participar de manera individual por el bloque 1 norte y de forma conjunta con Chevron e Inpex por el bloque 3 norte
Bloques Ronda 1.4
I
1N
2N
3N 1N
1S 2S
3S 6S 5S
4S
4N
Farmout Trión Ronda 0 Ronda 1.4
Detalle
▪ En la Ronda 1.4 se licitaron 10
bloques, 4 en el área de Perdido
(norte) y 6 en la provincia Salima del
Istmo (sur)
▪ El consejo de administración de
PEMEX aprobó la formación de
alianzas para participar en esta
Ronda
▪ CNH publicó la convocatoria de la
licitación
▪ E&P creó un grupo multidisciplinario
incluyendo equipos técnico,
económico y jurídico dedicado a esta
Ronda
▪ E&P acreditó ante la CNH su
experiencia en aguas profundas y
capacidad económica, precalificando
a la licitación como operador
Hitos
Pemex Exploración y Producción, en conjunto con Chevron e Inpex, resultó ganador del
bloque 3 norte
Área Perdido
En el bloque 3 norte, PEMEX conjuntamente con Chevron e Inpex, realizará estudios geofísicos y geológicos para confirmar la presencia de prospectos viables técnica y económicamente
Bloque
3 Norte
▪ Los estudios se enfocarán en mejorar la imagen sub-salina que permita disminuir la incertidumbre y riesgo de las oportunidades identificadas
▪ El programa mínimo de trabajo con el cual el consorcio debe cumplir es de 3,374 unidades de trabajo, lo cual es equivalente a USD 3.4 millones
▪ Se espera firmar el contrato de exploración y extracción con la CNH durante la segunda semana de marzo
Apertura y liberalización de precios de combustibles en México
Reforma Energética
Diagnóstico y estrategia
Condiciones de mercado y liberalización
28
1
2016
2015
2017
2018 Libre
mercado
Liberación
gradual del
precio de las
gasolinas y
diésel
Libre importación:
Enero 16’: Gas L.P.
Abril 16’: Gasolinas y
diésel
Comercialización de
cualquier
marca en las estaciones
de servicio
29
Hitos de la apertura del mercado (2015-2018)
Transición al nuevo modelo de mercado
• Administrador de activos
• Obligación de suministro
• Enfoque volumétrico
• Precios fijados por la
Secretaría de Hacienda y
Crédito Público
• Desvinculación del balance y
de la calificación de crédito
• Licencia para operar
automática
• Marco regulatorio rígido
DEL
MONOPOLIO…
… A LA EMPRESA PRODUCTIVA
• Administrador de negocios
• Suministro económico con
cierta obligación de abasto
• Enfoque en generar valor
• Precios fijados por el
mercado
• Vinculación del balance y de
la calificación de crédito
• Licencia para operar sujeta a
desempeño
• Marco regulatorio flexible
.
COMPETENCIA
30
Se modifica la lógica del monopolio para dar
paso a una empresa productiva
Apertura y liberalización de precios de combustibles en México
Reforma Energética
Diagnóstico y estrategia
Condiciones de mercado y liberalización
31
2
Pemex Transformación Industrial: Diagnóstico operativo
32
Transformación Industrial: Estrategia
33
Apertura y liberalización de precios de combustibles en México
Reforma Energética
Diagnóstico y estrategia
Condiciones de mercado y liberalización
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3
Precios de las gasolinas y el diésel a partir de enero 2017
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El 27 de diciembre de 2016, la SHCP publicó en el Diario Oficial de la
Federación las regiones de precios máximos al público y la
metodología para calcularlos
La nueva política de precios regionalizados para las gasolinas y el
diésel durante 2017 permite impactar en los precios de venta los
costos eficientes de suministro, incluyendo:
el costo de los combustibles;
los ajustes de calidad para cumplir con las Normas
Mexicanas; y
los costos de logística (transporte y almacenamiento) a cada
uno de los 76 puntos de venta al mayoreo (terminales de
almacenamiento y distribución)
Adicionalmente, a partir del 18 de febrero, los precios reflejarán las
variaciones diarias tanto de los mercados de referencia como del tipo
de cambio
Elementos del precio de las gasolinas y el diésel
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Calendario aprobado para la temporada abierta de Pemex Logística
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Cronograma de flexibilización para los precios de gasolina y diésel
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