27 de febrero de 2017

Resultados preliminares al 31 de diciembre 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 31 de diciembre de 2016, el tipo de cambio utilizado es de MXN 20.6640 = 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. Aspectos clave

2. Resultados financieros

3. Exploración y producción

4. Procesos industriales

5. Preguntas y respuestas

2

Año de estabilización financiera

3

1 El balance financiero es el flujo resultante de restar los egresos totales (incluyendo el costo financiero) a los ingresos totales.

1. Cumplimiento de Plan de Ajuste

2. Apoyos del Gobierno Federal

3. Regularización de pagos a proveedores y contratistas

4. Recuperación de capital de trabajo

5. Mejora del balance financiero1 en un tercio

6. Plan de Negocios 2017-2021

7. Nuevos modelos de negocio bajo la Reforma Energética

i. Gasoductos de Chihuahua

ii. Farm-out Trión con BHP Billiton

iii. Asociaciones E&P Bloque 3 Perdido con Chevron e Inpex

8. Acceso a los mercados de deuda

1

8

7

6

5

4

3

2

Aspectos destacados del año

4

Por primera vez en los últimos cinco años, se alcanzó y superó

la meta de producción de 2,130 Mbd, ubicándose en 2,154 Mbd

Reducción en la quema de gas al cierre del año

Resultado neto mejora 58%

Gastos de operación disminuyen 26%

Reversión de 52% del deterioro en activos fijos

Se revierte pérdida operativa

Mejoramiento del perfil de la deuda

Fortalecimiento de la liquidez, caja aumenta 50%

Disminución en índices de frecuencia y gravedad de accidentes

Contenido

1. Aspectos clave

2. Resultados financieros

3. Exploración y producción

4. Transformación industrial

5. Preguntas y respuestas

5

Reversión de pérdida operativa y reducción de pérdida neta

6

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.

1,166 1,281

(114)

42

(154) (227)

(381)

332

(713)

1,080

589 491

127

364

(353)

11

307

(296)

-1,000

-500

-

500

1,000

1,500

Ventastotales

Costo deventas

Rendimientobruto

Gastosgenerales

Rendimientode

operación

Costofinanciero

neto

Rendimientoantes de

impuestos yderechos

Impuestos yderechos

Rendimiento(pérdida)

neto

MXN miles de millones 2015

2016

1

2

Amplio acceso a mercados y extensión de la duración de la deuda

Febrero 2016

Sobredemanda 3.5x

Marzo 2016

Sobredemanda 2.7x

Junio 2016 Julio 2016

Tasa nominal mínima

alcanzada en cualquier

moneda

Octubre 2016 Diciembre 2016

Operación

de Manejo

de Pasivos

Febrero 2017

• A través del acceso a diferentes mercados y la operación de manejo de pasivos en octubre

de 2016 se logró aumentar el plazo promedio de la deuda de 7.0 a 7.6 años

Boletín de prensa Boletín de prensa Boletín de prensa Boletín de prensa

Boletín de prensa Boletín de prensa Boletín de prensa

USD

5 mm millones

USD

2.5 mil millones

USD

380 millones

USD

760 millones

Tasa referencia

atractiva

USD

5.6 mil millones

Primera transacción desde

2007. Mejora perfil de

amortizaciones

USD

5.5 mil millones

Prefondeo 2017

USD

4.5 mil millones

Sobredemanda 4.2x

Reducción del endeudamiento neto

e. Endeudamiento neto autorizado por el Congreso de la Unión.

Nota: Tipo de Cambio 21.5 MXN/USD. Las cifras presentadas en el cuadro anterior son indicativas y están sujetas a condiciones de

mercado por lo cual podrán presentar cambios. Las sumas pueden no coincidir por redondeo. 8

223 195 232 150

50

150

250

2014 2015 2016 2017e

Endeudamiento neto MXN miles de millones

USD 5.5 bn 118.3

EUR 4.25 bn 96.7

Captación total al 27/feb/17 215.0

Endeudamiento neto aprobado 2017 150.0

Consumo techo 2017 96.7

Techo disponible 2017 53.3

Techo 2016

Techo 2017

Premisas:

Déficit Financiero 93.8

Necesidades

mínimas 2017 209.9

Amortizaciones 116.1

=

=

=

+

MXN miles

de millones

MXN miles

de millones

Contenido

1. Aspectos clave

2. Resultados financieros

3. Exploración y producción

4. Transformación industrial

5. Preguntas y respuestas

9

Desempeño en producción de crudo

10

79%

21%

Producción de crudo 2016

Marina Terrestre

50.8% 51.2%

37.0% 36.5%

12.2% 12.3%

2,267 2,230 2,176 2,138 2,070 2,154

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

2015 1T16 2T16 3T16 4T16 2016

Producción total de crudo Mbd

Pesado Ligero Superligero

0

50

100

150

200

ene-14 abr-14 jul-14 oct-14 ene-15 abr-15 jul-15 oct-15 ene-16 abr-16 jul-16 oct-16

Producción de crudo en campos seleccionados Mbd

Campo Xux (superligero)

Campo Xanab (ligero)

Desempeño en producción de gas natural

11 1 No incluye nitrógeno.

48%

52%

Producción de gas natural 2016

Marina Terrestre

71.4% 74.3%

28.6% 25.7%

5,504 5,174 4,946 4,770 4,580

4,866

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

2015 1T16 2T16 3T16 4T16 2016

Producción de gas natural1

MMpcd

Asociado No asociado

436 511 525

599 502

420

93.2% 91.2% 91.4% 89.8% 91.2% 92.4%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0

200

400

600

2015 1T16 2T16 3T16 4T16 2016

Aprovechamiento de gas MMpcd Envío de gas a la

atmósfera (MMpcd)

Aprovechamiento de

gas/ Total de gas

producido

Mayor eficiencia en la perforación y terminación de pozos

12

Días de intervención

285

178

0

100

200

300

PromedioPre VCDSE

Kanaab 101-A

Campo Kanab

107 280

194

0

100

200

300

PromedioPre VCDSE

Xanab-400

Campo Xanab

86

142

82

0

100

200

300

Promedioantes 2007

Maloob 483

Campo Maloob

60

Avances en exploración

13

Activo Pozo Era geológica

Producción inicial Tirante de agua

Tipo de

hidrocarburo Crudo y

condensados

(bd)

Gas

(MMpcd) Metros

Litoral de Tabasco Teca-1 Mioceno Superior 3,186.0 7.3 44 Crudo superligero

Poza Rica-Altamira Nobilis-1 Eoceno Inferior Wilcox 18,350.0 30.0 3,099 Crudo superligero

Litoral de Tabasco Uchbal-1 Mioceno Medio 570.4 0.2 39 Crudo pesado

Litoral de Tabasco Pokche-1 Jurásico Superior Tithoniano-

Jurásico Superior Kimmeridgiano 4,726 9.1

25 Crudo superligero

Poza Rica-Altamira Doctus-1 Eoceno Inferior Wilcox-100 6,031.0 18.0 1,597 Crudo superligero

Total 32,863.4 64.7

Teca-1

Nobilis-1

Doctus-1

Pokche-1

Uchbal-1

Primer farmout en aguas profundas

14

MMUSD

Regalía base 7.5%

Regalía adicional 4.0%

Inversión mínima 570.0

Efectivo propuesto como criterio de desempate 624.0

Bono a la firma para el Fondo Mexicano

del Petróleo 62.4

Inversión de acarreo adicional a favor de

PEMEX 561.6

1 Conforme a lo estipulado en la clausula 17.4 de las bases de licitación.

2 Conforme a lo establecido en el contrato de operación conjunta.

570 561.6 USD 1,974

millones2 0.4

• BHP Billiton invertirá hasta USD 1.9 mil millones antes

de que PEMEX haga contribuciones adicionales

• La firma del contrato s llevará cabo en la primera

semana de marzo de 2017

• La inversión estimada que realizará PEMEX antes de

obtener la primera producción se estima en USD 600

millones

Exploratus

Maximino

Great White

Matamoros

179 Km

28 Km

Bloque Trión

2

1

1

3

4

Bloques licitados en Ronda 1.4

Campo Trión

15

• El contrato considera 3,374 unidades de trabajo, equivalentes a USD 3.4 millones

• Este contrato no se contempla perforación de pozos

• La firma del contrato se llevará a cabo en al segunda semana de marzo

Información técnica

Área del bloque (km2) 2,977

Recursos prospectivos

(mmboe) 3,437.3

Tipo de hidrocarburo

Crudo super ligero,

crudo ligero y gas

húmedo

Sociedad

PEMEX E&P 33.33%

Chevron Energía de México 33.34%

Inpex Corporation 33.33%

Regalía base 7.50%

Regalía adicional 7.44%

Primera asociación en aguas profundas Cinturón Plegado Perdido

Bloque 3

Norte

Campos terrestres maduros, con importantes avances en desarrollo y explotación. Productores de

aceites de alta calidad

Farm outs Ogarrio & Cárdenas-Mora

Cárdenas - Mora

Ubicación A 62 km de

Villahermosa, Tabasco

Producción estimada

aceite 8.1 Mbd

Producción estimada gas 30.5 MMpcd

Reserva 3P 94.3 MMbpce

Tipo de hidrocarburo Crudo super ligero

Ogarrio

Ubicación A 65 km de

Coatzacoalcos, Veracruz

Producción estimada

aceite 7.9 Mbd

Producción estimada gas 24.7 MMpcd

Reserva 3P 54 MMbpce

Tipo de hidrocarburo Crudo ligero

16

Perspectivas de negocio en 2017

2.1

Aguas Someras

Exploración & Extracción

Tipo de

campo

Licitación Jun. 19, 2017

2.2

Exploración & Extracción

Campos Terrestres

Jul. 12, 2017

Ayín-Batsil Farmouts

PEMEX Ogarrio y Cárdenas-Mora

17

Migraciones sin socio

• Migración de Ek-Balam durante el

primer trimestre de 2017

• Siguientes proyectos, se hará un

análisis caso por caso

CSIEE1

• Modelo de contrato avanzado

• Primer contrato para San Ramón y

Blasillo en 1S17

Farmouts

1 Contrato de Servicios Integrales de Exploración y Extracción.

Contenido

1. Aspectos clave

2. Resultados financieros

3. Exploración y producción

4. Procesos industriales

5. Preguntas y respuestas

18

Desempeño en procesamiento y producción de petrolíferos

19 1 Incluye aceite cíclico ligero, coque y asfaltos, principalmente.

55% 57%

45% 43%

1,065 1,081 1,021

849 784

933

-

300

600

900

1,200

2015 1T16 2T16 3T16 4T16 2016

Proceso de crudo Mbd

Crudo pesado

Crudo ligero

3.35

4.48

2.26

7.30

2.00

5.01

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

2015 1T16 2T16 3T16 4T16 2016

Margen variable de refinación US$/b

Promedio anual

Promediotrimestral

• El proceso de crudo y la

producción de petrolíferos, se

vieron afectados por paros no

programados debido a fallas en los

servicios auxiliares.

• En contraste, la recuperación de

los precios de refinados, impacto

positivamente el margen variable

de refinación

32% 31%

20% 22%

23% 20%

14%

15%

4%

4%

7%

8%

1,205 1,204 1,151

976 900

1,057

-

200

400

600

800

1,000

1,200

2015 1T16 2T16 3T16 4T16 2016

Producción de petrolíferos Mbd Otros

Turbosina

GLP

Diesel

Combustóleo

Gasolinasautomotrices

Proceso y producción de gas

20 1 Incluye corrientes a fraccionamiento.

3,255 3,103

2,994 2,838

3,398

3,047

306 311 317

296

327

308

250

275

300

325

350

2,000

2,400

2,800

3,200

3,600

2015 1T16 2T16 3T16 4T16 2016

Mbd MMpcd

Producción de gas seco y líquidos del gas Gas seco de plantas

(MMpcd)

Gas seco de planta

anual

Líquido del gas (Mbd)1

Líquido del gas anual

79% 82%

21% 18%

4,073 3,847 3,724 3,648 3,469

3,671

-

800

1,600

2,400

3,200

4,000

2015 1T16 2T16 3T16 4T16 2016

Proceso de gas MMpcd

Gas húmedo dulce

Gas húmedo amargo

Producción de petroquímicos

21

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.

1

20% 21%

21% 20%

16% 19%

11% 9%

32%

31%

4,505

1,200

984

1,005

911

4,100

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

2015 1T16 2T16 3T16 4T16 2016

Producción de petroquímicos Miles de toneladas

Otros

Propileno yderivados

Aromáticos yderivados

Derivados deletano

Derivados delmetano

Mejoras en seguridad industrial y protección ambiental

Avance importantes en el desempeño en seguridad con la implementación de

programas de auditoría y de asesoramiento técnico para detectar y atender riesgos

0.47 0.43

0.39 0.35

0.27

0.36

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

2015 1T16 2T16 3T16 4T16 2016

Índice de frecuencia Accidentes incapacitantes/ MMhh

31.2

18.1

28.5 26.0

20.6 23.3

0

5

10

15

20

25

30

35

2015 1T16 2T16 3T16 4T16 2016

Índice de gravedad Días perdidos/ MMhh

23

1

2

3

4 5

Construyendo un mercado energético eficiente y competitivo

Fallo de temporada abierta:

15/Mar/2017

Flexibilización de precios:

30/Mar/2017

• Baja California

• Sonora

Fallo de temporada abierta: 1/May/2017

Flexibilización de precios: 15/Jun/2017

• Chihuahua

• Coahuila

• Nuevo León

• Tamaulipas

• Gómez Palacio, Dgo.

Fallo de temporada abierta: 14/Sep/2017

Flexibilización de precios: 30/Oct/2017

• Baja California Sur

• Durango (excepto Gómez Palacio)

• Sinaloa

Fallo de temporada abierta: 16/Oct/2017

Flexibilización de precios: 30/Nov/2017

• Aguascalientes

• Ciudad de México

• Colima

• Chiapas

• Estado de México

• Guanajuato

• Guerrero

• Hidalgo

• Jalisco

• Michoacán

• Morelos

• Nayarit

• Puebla

• Querétaro

• San Luis

Potosí

• Oaxaca

• Tabasco

• Tlaxcala

• Veracruz

• Zacatecas

Fallo de temporada abierta:

15/Nov/2017

Flexibilización de precios: 30/Dic/2017

• Campeche

• Quintana Roo

• Yucatán

Relación con Inversionistas

(+52 55) 1944-9700

ri@pemex.com

www.pemex.com/ri

25

Preguntas y respuestas

Juan Pablo Newman

Director Corporativo de Finanzas

Gustavo Hernández

Director de Recursos, Reservas y

Asociaciones de E&P

Carlos Murrieta

Director General de TRI