Resultados preliminares al 30 de septiembre de 2016 de Resultados no... · 2016-10-28 · 3T15 3T16...

28 de octubre de 2016

Resultados preliminaresal 30 de septiembre de 2016

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 2016, el tipo de cambio utilizado es de MXN 19.5002 = 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.

Advertencia respecto a proyecciones a futuro y nota precautoria

1

Contenido

1. Entorno de precios

2. Resultados financieros

3. Exploración y producción

4. Transformación industrial

5. Preguntas y respuestas

2

Entorno 3T16

31 Fuente: Bloomberg

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

07/15 09/15 11/15 01/16 03/16 05/16 07/16 09/16

Precios del crudoUSD/b

Mezcla mexicana

WTI

Prom 3T15

41.42 USD/b

Prom 3T16

38.25 USD/b

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

07/15 09/15 11/15 01/16 03/16 05/16 07/16 09/16

Precios del gas natural1

USD/MMBtu

Prom 3T15

2.75

USD/MMBtu

Prom 3T16

2.85 USD/MMBtu

14.0

15.0

16.0

17.0

18.0

19.0

20.0

07/15 09/15 11/15 01/16 03/16 05/16 07/16 09/16

Tipo de cambioMXN/USD

Sep 30, 2015

17.01 MXN/USD

Sep 30, 2016

19.50 MXN/USD

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

07/15 09/15 11/15 01/16 03/16 05/16 07/16 09/16

Precios de la gasolina regular en la costa nortedel Golfo de Mexico1

USD/Gal

Prom 3T15

1.60 USD/Gal Prom 3T16

1.39 USD/Gal

Contenido






4

Estado de resultados

5

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

Participación en los resultados de compañías asociadas.

Nota: Las cifras pueden no coincidir por redondeo.

315

(232)

82

(40)

43

(111)

(68)

(100)

(168)

275

(229)

46

(8)

38

(69)

(31)

(87)

(118)

-210

-160

-110

-60

-10

40

90

140

190

Ventastotales

Costo deventas

Rendimientobruto

Gastosgenerales

Rendimientode operación

Costofinanciero

neto

Rendimientoantes de

impuestos yderechos

Impuestos yderechos

Rendimiento(pérdida)

neto

MXN miles de millones

3T15

3T16

1

2

300

-250

Evolución de las ventas totales

6Nota: Las cifras pueden no coincidir por redondeo.

314275

(38)(0.5) (0.1)

0

50

100

150

200

250

300

350

3T15 Nacionales Exportación Ingresos por servicios

3T16

Mil

lare

s

MXN mil millones

Evolución del costo de ventas

7

(232)(229)

12

(5)0.3

(4)

-235

-230

-225

-220

-215

-210

-205

-200

Costo deventas 3T15

Gastos deoperación

Compra deproductos

para reventa

Impuestos yderechos a laexploración y

extracción

Otros Costo deventas 3T16

MXN mil millones


Evolución de gastos generales

8

(40)

(8)

31

29

-45

-40

-35

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

Gastosgenerales 3T15

Gastos dedistribución,

transportación yventa

Gastos deadministración

Otros Gastosgenerales 3T16

MXN mil millones


Evolución del costo financiero


(111)

(69)

(8) 37

39

0.5

-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

Costofinancieroneto 3T15

Intereses acargo

Intereses afavor

Rendimientopor derivados

financieros

Utilidad(pérdida) en

cambios

Efecto deasociadas ycompañíassubsidiarias

noconsolidadas

Costofinancieroneto 3T16

MXN miles de millones

Evolución de impuestos y derechos

10

(100)

(87)

13

0 (1)

-110

-90

-70

3T15 Derechos Impuestos porla actividad deexploración yextracción dehidrocarburos

Impuestosobre la

renta y otros

3T16

Mil

lare

s

MXN mil millones


Reducción de la pérdida neta


(168)

(118)

(5) (5) 7

39

0.5 12

-200

-180

-160

-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

3T15 Rendimientode

operación

Interesesnetos

pagados

Rendimientopor

derivadosfinancieros

Pérdida encambios

Efecto deasociadas

Impuestos yderechos

3T16

Mil

lare

s

MXN mil millones

Evolución del pasivo

12

Resto de los

pasivos y

proveedores

Reserva para

beneficios a

empleados

Deuda financiera

335 302

1,279

420 48 (43) 11

1,327

1,493 1,913

3,107

3,543

-

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

Total Pasivo2015

Deudafinanciera

Reservapara beneficiosa empleados

Proveedores Resto delos pasivos

Total Pasivo3T16

MXN mil millones

1 Incluye Contratos de Obra Pública Financiada.

2 Incluye intereses devengados y costo amortizado.

564 (317) 173 1,493

1,913 0.5

-

500

1,000

1,500

2,000

Deudafinanciera

2015

Actividadesde

financiamiento

Amortizaciones Variacióncambiaria

Otros Deudafinanciera

3T16

Mil

lare

s

Deuda financieraMXN mil millones

2

1

28.1%

Evolución del patrimonio

13

(1,332)(1,421)

162

13

(264)

-1,500

-1,400

-1,300

-1,200

-1,100

-1,000

-900

-800

Patrimonio2015

Aportacionesdel Gobierno

Federal

Resultadosacumuladosintegrales

Resultado delejercicio

Patrimonio2T16

MXN mil millones

Programa de financiamiento de 2016

• Demanda aproximada de USD 18 mm, 3.5x el monto asignado, tasa promedio 6.54%.

Febrero 4. USD 5 mil millones en tres tramos a 3, 5 y 10 años

• Demanda aproximada de USD 6.7mm, 2.67x sobre-suscrita y distribuida entre inversionistas institucionales de Europa, Asia y Medio Oriente, dando mayor diversificación a la base de inversionistas. Tasa promedio 4.3%.

Marzo 15. EUR 2.5 mil millones (USD 2.5 mil millones) en dos tramos a 3 y 7 años

• Demanda aproximada de USD 380 m. Tasa promedio 1.85%.

• Una de las tasas mas bajas pagadas por PEMEX.

Junio. CHF 375 millones (USD 380 millones)

• Demanda aproximada USD 1.4 mm, sobredemanda 1.9x

• Regreso de PEMEX al mercado japonés después de 8 años de ausencia

• Mayor monto emitido por un corporativo latinoamericano en este mercado

• Tasa nominal mínima histórica alcanzada por la compañía en cualquier moneda. Garantizada por el JBIC

Julio 15. JPY 80.0 mil millones (USD 760 millones) a 0.54% con vencimiento a 10 años

• Emisión por USD 5.57 mm con una tasa promedio de 5.96%.

• Desde 2007 no se realizaba una operación de este tipo.

• Mejora el perfil de amortizaciones, incrementa el plazo promedio de la deuda e incrementa la liquidez de la curva y se prefondean parte de las necesidades de financiamiento de 2017.

Sep/oct. Operación de manejos de pasivos, dos bonos a 7 y 30 años con opción de recompra e intercambio

14

Disminución de diferencial entre riesgo PEMEX y soberano

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 mar.-2016 may.-2016 jul.-2016 sep.-2016

Pemex vs UMS 5a Pemex 5a USD

Ren

dim

iento

al ve

ncim

ien

to (

%)

Pu

nto

s b

ase

Máximo

histórico

-148pb

Baja Calificación

Moodys 31 Mar.Recorte 12

Feb.Anuncio

Capitalización

13 Abr.-35pb-3 pb-56pb

Bonos Pemex 5a en dólares

-54pb

15

Disminución del diferencial entre el riesgo Pemex y el soberano en 148 puntos base

Contenido






16

Desempeño en producción de crudo

17

79%

21%

Marina Terrestre

50.4% 49.8% 50.0% 50.5% 51.6%

37.0% 37.4% 37.1% 36.9% 36.2%

12.5% 12.8% 12.9% 12.6% 12.2%

2,266 2,277 2,230 2,176 2,138

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3T15 4T15 1T16 2T16 3T16

Mbd

Pesado Ligero Superligero

0

300

600

900

1200

1500

1800

2100

2400

abr.-15 jun.-15 ago.-15 oct.-15 dic.-15 feb.-16 abr.-16 jun.-16 ago.-16

Producción diariaMbd

Crudo pesado Crudo ligero Crudo superligero

Desempeño en producción de gas natural

El aprovechamiento

de gas natural en el

tercer trimestre de

2016 fue de 91.2%

18

72.7% 72.9% 72.7% 73.5% 75.1%

27.3% 27.1% 27.3% 26.5% 24.9%

5,501 5,369 5,174 4,946 4,770

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

3T15 4T15 1T16 2T16 3T16

Producción de gas natural1

MMpcd

Asociado No asociado

48%

52%

Marina Terrestre

1 No incluye nitrógeno.

2 A partir de 2016, el cálculo del índice de aprovechamiento de gas hidrocarburo, se basa en el manejo total de gas, incluyendo

nitrógeno.

509 440 525 599

502

91.9% 93.1% 91.7% 90.2% 91.2%

60%

70%

80%

90%

100%

0

200

400

600

800

3T15 4T15 1T16 2T16 3T16

%MMpcd

Aprovechamiento de gas2

Envío de gas a la atmósfera (MMpcd) Aprovechamiento de gas / Total de gas producido

19

Segunda migración con socio (farmout) en aguas someras – Ayín y Batsil

Ayin y Batsil se ubican en aguas someras de la

Sonda de Campeche y adyacentes a bloques que

serán licitados en la Ronda 2.1 (marzo 2017).

Las migraciones con socio permiten complementar

las capacidades de inversión, ejecución y

producción de PEMEX, y un desarrollo competitivo

del sector petrolero en México.Bloques de la Ronda 2.1 (12, 13 y 14)

Ayin y Batsil (A-0033 y AE-0027)

Ayin y Batsil

Año descubierto 1991 Ayín y 2015 Batsil

Reservas 3P 281 MMbpce

Tirante de agua Hasta 180 m

Inversión estimada USD 4.2 mil millones

Tipo de hidrocarburo Crudo pesado

Amplio conocimiento geológico y técnico, así como costos de producción más

bajos a nivel mundial en aguas someras, hacen a PEMEX un socio muy atractivo

Contenido






20

Desempeño en procesamiento y producción de petrolíferos

21

En el tercer trimestre de 2016, el

proceso de crudo y la producción de

petrolíferos fueron de 849 Mbd y 980

Mbd, respectivamente.

375 368 394 359 291

251 259 228 255 218

279 270 262 247

195

171 156 163 163

159

46 49 49 49

41

85 77 109 88

77

1,206 1,178 1,205 1,152

980

-

250

500

750

1,000

1,250

3T15 4T15 1T16 2T16 3T16

Producción de petrolíferosMbd

Gasolinas automotrices Combustóleo Diesel GLP Turbosina Otros*1

571 630 598 624484

490 451 483 397

365

1,061 1,081 1,081 1,021

849

-

250

500

750

1,000

1,250

3T15 4T15 1T16 2T16 3T16

Proceso de crudoMbd

Crudo pesado

Crudo ligero

3.14

1.612.26

7.30

2.00

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

3T15 4T15 1T16 2T16 3T16

Margen variable de refinaciónUS$/b

1 Incluye aceite cíclico ligero, coque y asfaltos, principalmente.

Proceso y producción de gas

22

3,356 3,364 3,255

3,103 2,994

329

308 306

311

317

300

310

320

330

340

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

3T15 4T15 1T16 2T16 3T16

MbdMMpcd

Producción de gas seco y líquidos del gasGas seco de plantas(MMpcd)

Líquidos del gasnatural (Mbd) 1

3,268 3,195 3,100 3,023 3,004

802 777 747 701 644

4,070 3,972 3,847 3,724 3,648

(500)

500

1,500

2,500

3,500

4,500

3T15 4T15 1T16 2T16 3T16

Proceso de gas naturalMMpcd

Gas húmedo dulce

Gas húmedo amargo

1 Incluye corrientes a fraccionamiento.

Producción de petroquímicos

23

202 184 235 195 232

254 168

251 188

215

197

94

185

181 193

130

107

127

91 83

352

296

402

330 282

1,135

849

1,200

984 1,005

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

3T15 4T15 1T16 2T16 3T16

Miles de toneladasOtros*

Propileno yderivados

Aromáticos yderivados

Derivados deletano

Derivados delmetano

1

1 Incluye básicos, 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.

Relación con Inversionistas

(+52 55) 1944-9700

[email protected]

www.pemex.com/ri

Contenido






25

Resultados preliminares al 30 de septiembre de 2016 de Resultados no... · 2016-10-28 · 3T15 3T16...

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