Resultados preliminares al 30 de septiembre de 2019 de Resultados no Dictaminados/Webcast...
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Resultados preliminares al 30 de septiembre de 2019
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Resultados preliminares al
30 de septiembre de 2019
Variaciones
Las variaciones acumuladas o anuales se calculan en comparación con las realizadas en 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 documento 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 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 cambiarias de pesos mexicanos 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 30 de septiembre de 2019, el tipo de cambio utilizado es de MXN 19.6363 = 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 Pemex – Exploración y Producción 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 18 de abril de 2016, se publicó en el Diario Oficial de la Federación un decreto que permite elegir entre dos esquemas para calcular el límite de deducibilidad de costos aplicable al Derecho por la Utilidad Compartida: (i) el esquema propuesto en la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (LISH), basado
en un porcentaje del valor de los hidrocarburos; o (ii) el esquema propuesto por la SHCP, basado en tarifas fijas establecidas, USD 6.1 para campos en aguas someras y USD 8.3 para campos terrestres.
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. PEMEX actúa como intermediario entre la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y el consumidor final, al
retener el IEPS y posteriormente transferirlo al Gobierno Federal. En 2016, la SHCP publicó un decreto a través del cual se modifica el cálculo del IEPS, al tomar en cuenta 5 meses de cotizaciones de los precios internacionales de referencia de dichos productos.
A partir del 1 de enero de 2016 y hasta el 31 de diciembre de 2017, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público establecerá mensualmente los precios máximos al público de las gasolinas y del diésel con base en lo siguiente: el precio máximo será calculado a partir de la suma del precio de referencia de
calidad equivalente en la costa del golfo de los Estados Unidos de América, más un margen que contempla la comercialización, flete, merma, transporte, ajustes de calidad y costos de manejo, más el IEPS aplicable a los combustibles automotrices, más otros conceptos (IEPS a los combustibles fósiles,
cuotas establecidas en Ley del IEPS y el impuesto al valor agregado).
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. La regulación sobre precios máximos de gasolinas y diésel al público hasta el 31 de diciembre de 2017, será establecida mediante acuerdo por el
Gobierno Federal, y deberá considerar las diferencias relativas por costos de transporte entre regiones, la inflación y la volatilidad de los precios internacionales de estos productos, entre otras cuestiones. A partir del 1 de enero de 2018, los precios de gasolinas y diésel al público serán determinados bajo
condiciones de mercado. De cualquier forma la Comisión Federal de Competencia Económica, con base en la existencia de condiciones de competencia efectiva, podrá emitir una declaratoria para que los precios empiecen a ser determinados bajo condiciones de mercado antes del 2018.
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. Con fecha del 13 de agosto de 2015, la CNH publicó los Lineamientos
que regulan el procedimiento de cuantificación y certificación de reservas de la Nación y el informe de los recursos contingentes relacionados, los cuales rigen la cuantificación de reservas y el informe de los recursos contingentes relacionados.
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 lectores son invitados a considerar cuidadosamente las revelaciones contenidas en el Reporte Anual registrado ante la CNBV y en la Forma 20-F registrada 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, almacenamiento y distribución de petróleo crudo, gas natural, petrolíferos y otros hidrocarburos;
- actividades relacionadas con nuestras líneas de negocio, incluyendo la generación de electricidad;
- proyecciones y objetivos de inversión, ingresos y costos, compromisos; y
- liquidez y fuentes de financiamiento, incluyendo nuestra habilidad para continuar operando como negocio en marcha;
- alianzas estratégicas con otras empresas; y
- la monetización de ciertos activos.
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 dichas reservas exitosamente;
- 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;
- 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 (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.
1
Advertencia respecto a proyecciones a futuro y nota precautoria
Aspectos
clave
Aspectos operativos destacados al 3T19
3
1
2
3
4
5
3T18 2T19 3T19
Producción de hidrocarburos líquidos1 (Mbd)
• Pemex
• Socios
1,853
1,840
13
1,712
1,696
16
1,728
1,710
17
Producción total de petróleo crudo2 (Mbd)
• Pemex
• Socios
1,829
1,816
13
1,690
1,673
16
1,711
1,694
17
Producción total de gas natural3 (MMpcd)
• Pemex
• Socios
4,889
4,841
48
4,833
4,765
69
4,948
4,861
87
Proceso de crudo (Mbd) 640 595 657
Producción de gasolinas (Mbd) 209 196 202
Producción de diesel (Mbd) 120 141 143
Fuente: Base de datos institucional PEMEX
1 Incluye otros condensados.
2 Considera petróleo crudo y condensados producidos en campos.
3 Incluye nitrógeno.
6
1,500
1,550
1,600
1,650
1,700
1,750
1,800
1,850
1,900
1,950
2,000
Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Jan Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep
Comportamiento diario de producción de petróleo1
(miles de barriles diarios)
2018 2019
Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dec Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Ago Sep
Prom. 1,928 1,894 1,858 1,879 1,860 1,839 1,833 1,804 1,812 1,753 1,702 1,713 1,626 1,706 1,694 1,678 1,666 1,676 1,680 1,690 1,713
1 Considera producción de petróleo crudo y condensados producidos en campos y no incluye producción de socios. Durante el
3T19 se realizó un ajuste en la serie de petróleo crudo y condensados para incluir la producción que le corresponde al Estado
por Ek-Balam, Por lo tanto, la serie se actualizó desde 2018 para hacerla comparable. 4
Aspectos operativos destacados al 3T19
Aspectos operativos destacados al 3T19
5
• Las cifras promedio del 3T19
muestran el inicio de la
recuperación de la producción
• Después de 14 años se logra
un crecimiento en la
producción. En el 3T19 se
logró un incremento de 1.2%
en la producción, comparado
con el 2T19
• La estrategia del nuevo Plan
de Negocios está dando
resultados y vamos en la ruta
correcta.
-1.8% -2.4%-5.3% -2.9%
Producción de hidrocarburos líquidos1, 2018-2019
(Miles de barriles diarios)
-1.8% -2.4%-5.3% -2.9%
1,893 1,859 1,8161,723 1,674 1,673 1,694
1T18 2T18 3T18 4T18 1T19 2T19 3T19
Producción
Variación-1.8% -2.3%
-5.1% -2.8% -0.1% 1.2%
1 Considera producción de petróleo crudo y condensados producidos en campos y no incluye producción de socios. Durante el
3T19 se realizó un ajuste en la serie de petróleo crudo y condensados para incluir la producción que le corresponde al Estado
por Ek-Balam, Por lo tanto, la serie se corrigió desde el 1T19
Producción de crudo total1
6
1 Considera producción de petróleo crudo y condensados producidos en campos y no incluye producción de socios. Durante el 3T19 se realizó un ajuste
en la serie de petróleo crudo y condensados para incluir la producción que le corresponde al Estado por Ek-Balam, Por lo tanto, la serie se actualizó
desde 2018 para hacerla comparable.
1,9281,894
1,8581,879
1,8601,839 1,833
1,804 1,812
1,753
1,702 1,713
1,626
1,706 1,6941,678 1,666 1,676 1,680 1,690
1,713
1,200
1,300
1,400
1,500
1,600
1,700
1,800
1,900
2,000
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep
Mínimo histórico
2018 2019
Miles de barriles diarios
Aspectos operativos destacados al 3T19
7
• El proceso de crudo en las
refinerías de PEMEX se
incrementó 10%, comparado con el 2T19
• En el 3T19, el promedio de
crudo procesado fue 62 Mbd
mayor al registrado en el 2T19,
y 152 Mbd mayor, respecto
del último trimestre del año
pasado.
597
705640
505559
595657
1T18 2T18 3T18 4T18 1T19 2T19 3T19
Proceso de crudo en refinerías, 2018-2019
Miles de barriles diarios
8
• El mayor proceso de crudo
ha permitido incrementar
gradualmente la producción
de gasolinas y diésel en los
últimos trimestres
• El incremento en la
producción de petrolíferos
impacta positivamente los
estados financieros.
189
235209
161180
196 202
1T18 2T18 3T18 4T18 1T19 2T19 3T19
114
144120
90119
141 143
1T18 2T18 3T18 4T18 1T19 2T19 3T19
Producción de gasolinas
Miles de barriles diarios
Producción de diésel
Miles de barriles diarios
Aspectos operativos destacados al 3T19
Aspectos financieros destacados al 3T19
10
1
• En el 3T19, el precio
promedio de la mezcla
mexicana de exportación
se ubicó 11.2 dólares por
barril por debajo del
promedio del año pasado
para el mismo periodo.
• Esta disminución del
precio del crudo es la
variable más relevante que
afectó el valor de las
exportaciones de la
empresa en el 3T19
57.7
56.657.3 59.0
62.764.6 66.3
64.268.3
53.8
56.8 59.061.9
60.356.8 57.8
50.4
57.1
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep
2018 2019
Precio promedio mensual de la Mezcla Mexicana
de Exportación (MME)USD/b
Fuente: Base datos institucional de PEMEX
Aspectos operativos destacados al 3T19
11
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
ene feb mar abr may jun jul ago sep
Mbd
2018
2019
Diferencia
(mbd)-35 24 -26 -242 -17 -115 -77 -100 -211
Como consecuencia de la menor producción de crudo, y mayor proceso en las refinerías las
exportaciones en el tercer trimestre de 2019 han sido menores en 129 Mbd respecto de lo
observado en el mismo periodo del año 2018.
Exportación de crudo total
Miles de barriles diarios
Aspectos financieros destacados al 3T19
12
1
2
3
4
5
3T18 2T19 3T19
Ventas 439.1 376.6 350.5
Costo de lo vendido1 293.9 282.0 263.8
Rendimiento bruto 88.9 90.1 103.9
Gastos de administración y
gastos de distribución43.9 39.2 38.3
Rendimiento de operación 54.0 52.8 68.5
Costo financiero, rendimiento
instrumentos derivados y otros2 -24.3 -25.0 -47.3
Utilidad (pérdida) cambiaria 94.7 22.4 -35.5
Impuestos, derechos y otros 98.9 103.1 73.6
Rendimiento (Pérdida), neto 26.8 -52.8 -87.9
MXN miles de millones
6
7
8
91 No incluye deterioro de activos.
2 Durante el 3T19, el portafolio de derivados presentó una disminución en su Valor Justo de Mercado (Mark to Market) respecto del 3T18 y el 2T19. El cambio
se explica principalmente por la depreciación de la Libra y el Euro respecto al dólar con un impacto estimado en MXN 20,000 millones aproximadamente,
asimismo, esta valuación es en términos contables. En el caso de la utilidad cambiaria el principal efecto negativo es sobre la valuación contable de la
deuda contratada en moneda extranjera.
Aspectos financieros destacados al 3T19
13
La empresa continúa generando valor
139 150
163
102 116 110
102
1T18 2T18 3T18 4T18 1T19 2T19 3T19
35% 34%37%
25%
32%29% 29%
1T18 2T18 3T18 4T18 1T19 2T19 3T19
EBITDA1
MXN mil millones
Margen EBITDA
Porcentaje sobre total de ventas
1 Ingresos antes de intereses, impuestos y depreciación del ejercicio, (EBITDA) por sus siglas en inglés.
Aspectos financieros destacados al 3T19
14
• En el 3T19, las pérdidas no
operativas registraron una
reducción de 91% en
comparación con el 3T18
• El efecto positivo fue de MXN 9.6
mil millones en el trimestre.
• En el año, el ahorro acumulado
asciende a MXN 23.8 mil
millones.
10.7
1.0
3T18 3T19
Pérdidas no operativas
(robo de combustibles)
MXN mil millones
27.6
3.7
Ene-Sep 2018 Ene-Sep 2019
Nota: Estas cifras fueron estimadas con base en los precios en la bomba, por lo que no incluyen impuestos IVA ni IEPS.
Aspectos financieros destacados al 3T19
15
• Las compras de productos
para reventa disminuyeron
31% en comparación con el
mismo periodo del año
anterior
Compras para reventa
MXN mil millones
160.2
111.3
3T18 3T19
Aspectos financieros destacados al 3T19
16
• La reducción de 24% en gastos de distribución, transportación y venta, y de
11% en gastos de administración representan ahorros de casi MXN 6 mil
millones
6.8
5.1
3T18 3T19
37.1 33.2
3T18 3T19
Gastos de distribución,
transportación y venta
MXN mil millones
Gastos de administración
MXN mil millones
Aspectos financieros destacados al 3T19
17
ConceptoEne-Sep
2018
Ene-Sep
2019Reducción
Reducción
en %
Servicios personales 79,057 77,042 -2,015 -2.5
Gastos de
comunicación social1205 2 -203 -99.0
Costo financiero
(incluye solo
intereses)*
102,282 97,201 -5,081 -5.0
Resultados positivos derivados de la estrategia de
control y disciplina financiera en la empresa
Otros conceptos relevantes de ahorros
MXN millones
1 Datos de PEMEX conforme a registros presupuestales.
Petróleos Mexicanos (PEMEX), como parte de su programa de financiamiento autorizado para 2019 y
en línea con su estrategia de pago y refinanciamiento de su deuda, lanzó una estrategia integral de
financiamiento y manejo de pasivos en los mercados internacionales de deuda, con el objetivo de
atender sus vencimientos y mejorar su perfil de amortizaciones. Esta estrategia incluyó una
aportación de capital del Gobierno por un monto equivalente a 5,000 millones de dólares
El diseño de la operación consideró tres grandes componentes:
Nueva emisión
Recompra de deuda
Intercambio de bonos
Estrategia de financiamiento y manejo de pasivos
18
La estructura de la transacción fue diseñada por Petróleos Mexicanos parahacer un uso eficiente del apoyo del gobierno federal, mejorar la posiciónfinanciera y disminuir el riesgo del financiamiento en el mercado.
REDUC-
CIÓN DE
DEUDA
LIQUI-
DEZ
MEJORA
PERFIL DE
VENCI-
MIENTOS
Recompra de deuda por
un total de 5,006 mdd
de vencimientos entre
2021 y 2023 utilizando
los recursos de la
aportación patrimonial
del Gobierno Federal.
Emisión de 3 nuevos
bonos de referencia a
7, 10 y 30 años,
donde la mayor parte
de los recursos se
utilizaron para el
refinanciamiento de
deuda de corto plazo.
Intercambio de deuda
por los nuevos bonos
de referencia con el
fin de suavizar el perfil
de vencimientos.
Mejora de la posición
financiera
Disminución del
riesgo de
refinanciamiento
Disponibilidad al 97%
de las líneas de
crédito de la empresa
Estrategia de financiamiento y manejo de pasivos
19
20
USD 38,000 MM
USD 7,500 MM
Demanda Emisión
Sobresuscripción mayor a 5.1X
Resumen de los términos de la emisión
Monto total USD 7,500 MM
Demanda USD 38,000 MM
Plazo 7 años 10 años 30 años
Monto USD 1,250 MM USD 3,250 MM USD 3,000 MM
Cupón 6.49% 6.84% 7.69%
Emisión
La oferta alcanzó reconocimientos importantes, tales como:
• La mayor emisión de bonos de cualquier emisor mexicano en la historia del país.
• La nueva emisión con mayor demanda en la historia de la compañía: alcanzó los
38 mil millones de dólares y representó una sobre suscripción de 5.1 veces el
monto total emitido.
• Se logró disminuir el costo de financiamiento anunciado inicialmente.
20
Recompra
La amplia respuesta observada de los
inversionistas permitió a PEMEX
cancelar deuda por un total de USD 5
mil millones con vencimientos entre
2020 y 2023, monto ligeramente
superior a la meta establecida:
Vencimiento Monto desendeudamiento1
2020 734.3
2021 2,781.6
2022 711.1
2023 778.8
Total 5,005.8
Intercambio
Con el fin de suavizar el perfil de
vencimientos, se intercambió un monto
de USD 3.7 mil millones de bonos con
vencimiento entre 2022 y 2025, y USD
3.9 mil millones de bonos con
vencimiento entre 2041 y 2046:
Vencimiento Monto intercambiado1
2022 1,991.4
2023 1,069.0
2024 467.4
2025 209.0
2041 1,439.5
2044 730.5
2045 1,439.5
2046 277.2
Total 7,623.5
211 Millones de dólares
Recompra e intercambio de deuda
2.46.7 6.3 5.8 6.5 6.1
3.8
9.1 9.6
4.2 3.4 4.6
27.9
2.52.00.7
2.8 2.7 1.8
0.5
0.2
2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 →
Deuda Refinanciamiento bancario Deuda retirada por manejo de pasivos
• Uno de los resultados de la transacción fue la mejora
en el perfil de amortizaciones, el cual ahora mantiene
vencimientos de alrededor de 6,000 millones de
dólares por año en el corto y mediano plazos.
22
Durante la nueva administración, se han realizado operaciones de
refinanciamiento por aproximadamente USD 28 mil millones
9.4 9.1 8.5 8.3
El ejercicio de manejo de
pasivos más ambicioso
elaborado por un emisor
mexicano en la historia del país.
Antes
del
ejercicio
Resultados de la transacción
Nota: Perfil de vencimientos se presenta en miles millones de dólares. 22
Balance financiero presupuestal
23
-32
-53
-31-34
-31
-39-45
-54
-68 -66 -65 -65-64
-79 -79
-66-62
-70
-87
-94
-10
Autorizado PEF
Observado
Balance Financiero
(miles de millones de pesos acumulados)
El balance financiero en flujo de efectivo de PEMEX reportado al cierre del periodo enero-
septiembre fue -10 mmdp1, monto que representa una mejora de 59 mmdp respecto al
autorizado en el PEF de -68 mmdp.
Mezcla mexicana (USD/b) ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic anual
Presupuesto 54.38 54.14 54.36 54.83 55.10 55.62 55.87 56.11 56.47 55.70 55.97 51.52 55.00
Observado 53.76 56.82 58.98 61.86 60.31 56.85 57.78 50.40 57.11
1 Conforme a la trasmisión del 10 de octubre al Sistema Integral de Información (SII@web) de la SHCP.
1,500
1,600
1,700
1,800
1,900
2,000
ene abr jul oct ene abr jul
En línea con el Plan de Negocios se incrementó la
producción de petróleo crudo
59% 62% 62% 63% 63%
30% 29% 28% 27% 28%
10% 8% 8% 8% 8%1%
1% 1% 1% 1%
1,8161,723 1,674 1,673 1,694
0
500
1,000
1,500
2,000
3T18 4T18 1T19 2T19 3T19
Producción total de crudoMbd
Pesado Ligero Superligero Condensados
82%
18%
Producción de crudo 3T19
Marina Terrestre
Comportamiento de producción de líquidos
Mbd
Producción promedio
Septiembre 2019
1,713 Mbd
1T18 2T18 3T18 4T18 1T19 2T19 3T19
Nota: Durante el 3T19 se realizó un ajuste en la serie de petróleo crudo para incluir la producción que le corresponde al Estado por Ek-Balam. 25
1,053
1,482
1,774
1,438 1,461
1,731
1,163
837
651 684
1,194 1,170
El incremento en la actividad exploratoria permitirá
una importante incorporación de reservas
102007 08 09 171615141312 201811
Terrestre
Aguas someras
Aguas profundas
Pozos 65 75 39 33 37 38 24 26 24 2449 19
2,006
47
2019
Actividad
exploratoria
Proyectos de
recuperación
secundaria
Incorporación
de reservas
Millones de barriles de petróleo crudo equivalente
Reservas 1P
17 18 20 2321 22 20242015 1916
12.4
9.68.6
7.77.0 7.2 7.6
8.0 8.4 8.8
Valores al 1 de enero de cada año
Miles de Millones de barriles de petróleo crudo equivalente
26
70
30
20
0
10
60
50
40
80
90
100
Los nuevos desarrollos permitirán incrementar
la producción al cierre de 2019
Miles de barriles diarios
Total Pozos
Desarrollo 11
Exploratorios 10
27
Oct-19 Nov-19 Dic-19
Xikin-22 Cibix-1
Cibix-1001Valeriana-1
Xikin-32
Quesqui-1DL
Ixachi-1101
Ixachi-2
Ixachi-24
Ixachi-20
Ixachi-2001
Quesqui-1
Quejekbal-1
Mulach-10
Yaxche-100
Tetl-1001
Cheek-1
Tlacame-3
Manik-4
Xikin-45
Hok-44
Nota: Cifras estimadas
La producción de gas natural se
incrementó en tercer trimestre 2019
1 No incluye nitrógeno
2 Incluye nitrógeno
2
74% 75% 75% 75% 74%
27% 26% 25% 25% 26%
3,814 3,747 3,668 3,637 3,685
0
1,000
2,000
3,000
4,000
3T18 4T18 1T19 2T19 3T19
Producción de gas natural1
MMpcd
Asociado No asociado
55%
45%
Producción de gas natural 3T19
Marina Terrestre
158 241 243 261
310
96.7% 95.0% 94.9% 94.5% 93.6%
0
100
200
300
3T18 4T18 1T19 2T19 3T19
Aprovechamiento de gasMMpcd Envío de gas a la atmósfera
(MMpcd)
Aprovechamiento de gas / Totalde gas producido
28
301 Incluye gas seco, gasóleos, aceite cíclico ligero, aeroflex, asfaltos, coque, lubricantes y parafinas.
• El proceso de crudo mantiene su
tendencia creciente debido al mejor
desempeño de las refinerías de
Madero y Minatitlán
• Los precios y el mejor rendimiento
de destilados explica el ligero
crecimiento en el margen variable
de refinación
402 340 284 331 313
238
165 275264 344
640
505 559
595 657
-
250
500
750
3T18 4T18 1T19 2T19 3T19
Proceso de crudoMbd
Crudo pesado
Crudo ligero
209 161 180 196 202
189 151 141 159 163
120
90 119 141 143
9
8 7
8 7 36
31 26
28 33 76
59 88
104 121
638
500 561
636 669
-
250
500
750
3T18 4T18 1T19 2T19 3T19
Producción de petrolíferosMbd
Otros*
Turbosina
GLP
Diésel
Combustóleo
Gasolinasautomotrices
1
4.87
-10.97
5.26
-0.99
1.60
-15.0
-10.0
-5.0
0.0
5.0
10.0
3T18 4T18 1T19 2T19 3T19
Margen variable de refinaciónUSD/b
El proceso de crudo consolida su tendencia positiva
311 Incluye corrientes a fraccionamiento.
2,509 2,384 2,360 2,336
2,458
446
445 420 417
430
2,955
2,830 2,780 2,753
2,889
2,000
2,400
2,800
3T18 4T18 1T19 2T19 3T19
Proceso de gas húmedoMMpcd Gas húmedo dulce
Gas húmedoamargo
2,410 2,350
2,314
2,218
2,368
243
215 224 223 218
180
230
280
330
380
430
1,700
1,850
2,000
2,150
2,300
2,450
3T18 4T18 1T19 2T19 3T19
MbdMMpcd
Producción de gas seco y líquidos del gas
Gas seco deplantas (MMpcd)
Líquidos del gasnatural (Mbd) 1
Proceso y producción de gas
32
126
33 55 45 45
181
148 149 143 150
153
185 187 214 225
38
38 39 35
47
110
94 93 92
99
66
69 56 53
73
51
60 57 61
63
726
628 636 642
702
-
100
200
300
400
500
600
700
800
3T18 4T18 1T19 2T19 3T19
Producción de petroquímicosMiles de toneladas
Otros*
Materia prima paranegro de humo
Azufre
Propileno y derivados
Aromáticos yderivados
Derivados del etano
Derivados del metano
1
Producción de petroquímicos
1 Incluye butano, hidrocarburos licuables BTX, butadieno crudo, pentanos, líquidos de pirolisis, hexano, hidrógeno y nafta pesada, principalmente.
33
En todos los eventos moderados y graves, Petróleos Mexicanos
realiza análisis de causa raíz para identificar las causas que los
originan y define acciones correctivas para evitar la recurrencia
0.31
0.23
0.14
0.36
0.22
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
3T18 4T18 1T19 2T19 3T19
Índice de frecuenciaAccidentes incapacitantes/ MMhh
21
24
5
16
22
-
10
20
30
3T18 4T18 1T19 2T19 3T19
Índice de gravedadDías perdidos/ MMhh
Desempeño trimestral en indicadores de Seguridad Industrial
Preguntas y
respuestas
36
Preguntas y respuestas
Alberto Velázquez
Director Corporativo de Finanzas
Reinaldo Wences
Subdirector de Evaluación y
Cumplimiento Regulatorio de
Pemex Transformación Industrial
Francisco Flamenco
SPA de la Dirección General de
Pemex Exploración y Producción
