Resultados preliminares al 31 de marzo de...
55
Sonda de Campeche Resultados preliminares al 30 de junio de 2020
Transcript of Resultados preliminares al 31 de marzo de...
Sonda de Campeche
Resultados preliminaresal 30 de junio de 2020
Advertencia respecto a proyecciones
a futuro y nota precautoriaVariaciones
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 junio de 2020, el tipo de cambio utilizado es de MXN 22.97150 = 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
Campo Ayatsil
Producción total de
hidrocarburos líquidos al 2T20
3
• La producción de
hidrocarburos líquidos con
socios se incrementó con
respecto al 2T19
• Durante mayo y junio de
2020, PEMEX redujo la
producción de petróleo
crudo en 100 Mbd para
cumplir con el acuerdo
comercial de México con
la OPEP+
-1.8% -2.4%-5.3% -2.9%
Producción de hidrocarburos líquidos (con socios)1,
2018-2020
(Miles de barriles diarios)
-1.8% -2.4%-5.3% -2.9%
1,899 1,869 1,8291,738 1,690 1,690 1,712 1,712 1,758 1,693
1T18 2T18 3T18 4T18 1T19 2T19 3T19 4T19 1T20 2T20
Producción
Variación-1.6% -2.1% -5.0%
-2.7% 0.0% +1.3% 0.0%2.7%
-3.7%
1. Considera producción de petróleo crudo y condensados producidos en campos, incluyendo la 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.
La producción de PEMEX al 2T20 se mantuvo estable con
respecto al mismo periodo del año anterior
4
-1.8% -2.4%-5.3% -2.9%
Producción de hidrocarburos líquidos (sin socios)1,
2018-2020
(Miles de barriles diarios)
-1.8% -2.4%-5.3% -2.9%
1,893 1,860 1,8161,723 1,675 1,673 1,694 1,693 1,739 1,673
1T18 2T18 3T18 4T18 1T19 2T19 3T19 4T19 1T20 2T20
Producción
Variación
respecto del
trimestre
anterior
-1.8% -2.3%-5.1% -2.8% -0.1% +1.2% -0.07%• A pesar del acuerdo de México
con la OPEP+ y las
condiciones climatológicas, la
producción de PEMEX (sin
socios) se mantuvo igual a la
registrada en segundo
trimestre de 2019.
2.7% -3.8%
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 total 2018 – 20201
Miles de barriles diarios
5
-1.8% -2.4%-5.3% -2.9%
-1.8% -2.4%-5.3% -2.9%-1.8%
-2.3% -5.1% -2.8% -0.1% +1.3% -0.07%
1,928
1,893
1,8581,879
1,8611,839 1,834
1,803 1,812
1,753
1,702 1,714
1,626
1,7071,694
1,678 1,666 1,676 1,680 1,6901,713
1,663
1,703 1,7131,730 1,736
1,7511,726
1,6571,635
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 Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun
2019 20202018
Mínimo
histórico
Reducción
inducida por
acuerdo OPEP
Plus
1. Considera producción de petróleo crudo y condensados producidos en campos, y no incluye la 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.
Incorporación de producción de los nuevos desarrollos
66
Inicio Conclusión Pozos en producción
Producción
Actual /1
(mbd)
Pozos a entrar
próximamente
(julio-diciembre)
Producción
Adicional
(mbd)
1. Xikin Febrero 5 2019 Enero 16 2020 Xikin-22 y Xikin-24 1.6 Xikin-32 5.0
2. Cahua Febrero 13 2019 Julio 4 2020 Cahua-2 3.2 Cahua-3 3.0
3. Octli Febrero 13 2019 Julio 2 2020 Octli-2 0.4 Octli-3 5.5
4. Tlacame Febrero 13 2019 Marzo 4 2020 Tlacame-3 6.8Tlacame-13 y Tlacame-
914.0
5. Suuk Febrero 13 2019 Junio 8 2020
6. Tetl Febrero 13 2019 Mayo 16 2020 Tetl-1001 4.4
7. Chejekbal Febrero 13 2019 Marzo 16 2020 Chejekbal-1 7.4 Pokché-2DL 10.0
8. Esah Febrero 5 2019 En proceso
9. Koban Febrero 13 2019 En proceso
10. Mulach Febrero 13 2019 Marzo 14 2020 Mulach-10 y Mulach-5 20.3 Mulach-9 y Mulach-4 12.4
11. Cheek Febrero 13 2019 Junio 28 2020 Cheek-1 5.1 Cheek-45 7.0
12. Hok Febrero 13 2019 Enero 17 2020 Hok-44 3.5 Hok-4 5.0
13. Yaxché Febrero 13 2019 En proceso
14. Manik Febrero 5 2019 En proceso Manik NK-4 4.1
15. Chocol Enero 1 2019 /2 Chocol-1
16. Cibix Marzo 20 2019 /2 Cibix-1 y Cibix-12 2.2 Cibix-1001 y Cibix-14 4.0
17. Ixachi Febrero 13 de 2019 /2 Ixachi-1, Ixachi-10, Ixachi-1DL
e Ixachi-2013.5
Ixachi-2, Ixachi-2001,
Ixachi-1101, Ixachi-11,
Ixachi-34 e Ixachi 24
18.8
18. Quesqui Agosto 9 de 2019 /2 Quesqui-1 y Quesqui-1DL 14.2
19. Valeriana Agosto 7 de 2019 /2 Valeriana-1 0.6 Valeriana-2DL 3.0
20. Terra Terra-101 3.2
Total 82.9 Total 95.3
Un
ida
de
s d
e I
nfr
ae
str
uctu
ra
Ma
rin
a
Es
tru
ctu
ras
y
po
zo
s t
err
es
tres
1. Producción al día 22 de julio de 2020.
2. Fecha de entrada del primer pozo.
Producción de petróleo en el país enero-junio 20201
Miles de barriles diarios
71. Para Pemex+Socios son cifras del mes de junio de 2020 Pemex (1,706 mbd) + Socios (19 mbd) y para los privados corresponde al promedio enero- mayo,
que es la última cifra publicada por en el Sistema de Información de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
1,725
Año 2020
1,743
Privados rondas petroleras
18 Mbd (1.0%)
99.0%
Pemex
A casi 6 años de la
reforma energética,
Petróleos Mexicanos
soporta casi la totalidad
de la producción
petrolera del país
8
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
Mbd
2019
2020
Diferencia
(mbd)189 -382 -6 155 -143 119
Durante el segundo trimestre de 2020, la exportación promedio de petróleo crudo
se ubicó en 1,118 Mbd, es decir, se exportaron 44 Mbd adicionales en
comparación con el segundo trimestre de 2019
Exportación de crudo totalMiles de barriles diarios
Precio de la mezcla mexicana de exportaciónDólares por barril promedio mensual
9
1
• En el 2T20, el precio
promedio de la mezcla
mexicana fue de
USD 24.0 por barril, esto
es un 60% inferior al
promedio del 2T19
53.856.8 59.0
61.9 60.356.8 57.8
49.555.1
50.6 50.554.5
48.7
40.3
28.5
17.121.9
32.937.5
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
2019 2020
Promedio
Ene-jun 2020
31.6
Nota: Precio promedio ponderados por volumen, Julio 2020 promedio hasta el día 22,
Fuente: Base datos institucional de PEMEX
Precio de referencia de petrolíferos, 2019-2020Dólares por barril
10
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul
Gasolina Regular
Diesel UBA
Turbosina (Jetkero)
USD/b
2019 2020
Nota: Julio 2020 promedio hasta el día 22
Fuente: Platts
El proceso de crudo al 2T20 se incrementó
en 40 Mbd, con respecto al 2T19
11
• El proceso de crudo en las
refinerías de PEMEX
aumentó por el avance en la
rehabilitación de plantas del
Sistema Nacional de
Refinación
597
705640
505559
595657
557 542
635
1T18 2T18 3T18 4T18 1T19 2T19 3T19 4T19 1T20 2T20
Proceso de crudo en refinerías, 2018-2020
Miles de barriles diarios
12
• Debido a que han concluido
algunos trabajos de
mantenimiento en plantas del
SNR, la producción de
gasolinas y diésel se
incrementó
192
243219
174 192211 218
193 187221
1T18 2T18 3T18 4T18 1T19 2T19 3T19 4T19 1T20 2T20
114
144120
90119
141 143117
103
141
1T18 2T18 3T18 4T18 1T19 2T19 3T19 4T19 1T20 2T20
Producción de gasolinas1
Miles de barriles diarios
Producción de diésel
Miles de barriles diarios
La producción de combustibles aumentó en el 2T20
1. Incluye productos no terminados y excluye la producción de naftas
13
Ventas internas de gasolinas y diésel, 2020Variación porcentual anual
-8% -8%
-13%
-38% -37%
-27%
enero febrero marzo abril mayo junio
Nota: Julio 2020 promedio hasta el día 22
Fuente: Pemex Transformación Industrial
A partir del mes de
mayo se registra una
recuperación de las
ventas internas,
consolidándose para el
mes de junio.
14
Robo de combustibles, 2018-2020Miles de barriles diarios
56
8174
5 4 5 5 5 4 3 3 4 4 4 4 3 4 4 4 4 2 3 4 3 3 3 3 3 2 2 3 3 4 4 4 3
Pro
me
dio
201
8
No
vie
mb
re
Dic
iem
bre
01
-20
Pro
me
dio
201
9
Pro
me
dio
202
0
En
ero
Fe
bre
ro
Ma
rzo
Ab
ril
Ma
yo
Ju
nio
Ju
lio
01
-jul
02
-jul
03
-jul
04
-jul
05
-jul
06
-jul
07
-jul
08
-jul
09
-jul
10
-jul
11-jul
12
-jul
13-jul
14
-jul
15
-jul
16
-jul
17
-jul
18
-jul
19
-jul
20
-jul
21
-jul
22
-jul
23
-jul
24
-jul
2018
Respecto del punto máximo en
noviembre de 2018, el robo de
combustibles ha disminuido
96%
15
Pérdidas por robo de combustible (pérdidas no operativas)MXN millones, cifras anuales de pesos corrientes
36,214
3,630 1,420
3,225 1,015 256
Año2018 * Año 2019 * Ene-jun 2020 *
Petroliferos Gas LP
Combate exitoso
al robo de
combustible
Para PEMEX el
ahorro estimado
en 2 años ha sido **
MXN
72,557
millones
1. Valuación a precios de terminal PEMEX, es decir no incluye impuestos (IEPS e IVA)
2. Tomando como referencia las pérdidas por robo de combustible del año 2018.
1 1
2
16
17
Rendimiento (Pérdida) neta del ejercicioMXN miles de millones
-52,790
-562,251
-44,337
2T 2019 1T 2020 2T 2020
• Para el segundo trimestre
de 2020 PEMEX mejora
sus resultados respecto
de lo logrado en el mismo
periodo del año anterior y
respecto del trimestre
anterior.
• En el primer trimestre de
2020 la pérdida se debió
fundamentalmente a la
devaluación del peso
respecto al dólar
18
Aspectos financieros destacados al 2T20
2T19 1T20 2T20
Ventas 376 284 181
Costo de ventas 282 243 153
Deterioro (reversa) 4 (26) 18
Rendimiento bruto 90 67 10
Gastos de administración y
gastos de distribución37 37 40
Rendimiento de operación 53 30 (30)
Costo financiero, rendimiento
instrumentos derivados y otros25 62 40
Utilidad (pérdida) cambiaria 22 (469) 50
Impuestos, derechos y otros 103 61 24
Rendimiento (Pérdida), neto (53) (562) (44)
1
2
3
4
5
MXN miles de millones
6
7
8
9
10
19
Margen de rentabilidad (EBITDA / Ventas) primer semestre 2020, comparación con la industria
9%
10%
10%
10%
11%
12%
17%
18%
20%
34%
40% • Al primer semestre, el EBITDA como proporción
de las ventas en PEMEX fue del 20%, ubicando
a la empresa en la tercera posición con mejores
resultados respecto de las compañías
seleccionadas de la industria.
• De enero a marzo, la empresa obtuvo un
margen de 19%, mientras que para el segundo
trimestre, el resultado observado fue superior
en 4 puntos porcentuales lo que lo ubicó en
23%.
• El resultado promedio de ambos trimestres,
permitió a la empresa contrarrestar los impactos
negativos esperados por la disminución en la
actividad económica mundial, producto de la
pandemia por COVID-19, permitiendo ubicarla
por arriba de la mayoría de las empresas
seleccionadas.
Nota: EBITDA PEMEX: Rendimiento antes de intereses, impuestos , depreciación y amortización, deterioro, pozos no desarrollados y costo neto del periodo de
beneficios a empleados neto de pagos de pensiones y servicio médico
Fuente: Bloomberg Información Preliminar (excepto Equinor y Repsol con información observada) y Estados Financieros Observados de Pemex bajo NIIF al Primer
Semestre de 2020
20
Comparativo de EBITDA y gastos de operación
50%59%
68%
80% 81% 84% 85% 83% 85% 82% 86%
10%
7%
12%
2% 2%4% 4% 7% 5% 8%
5%
40%34%
20% 18% 17%12% 11% 10% 10% 10% 9%
0%
25%
50%
75%
100%
Petrobras Ecopetrol Pemex Equinor Chevron Total Shell Eni BP Repsol Exxon
EBITDA
SG&A
Gastos deoperación
1/
2/
Eficiencia PEMEX: gastos de operación por debajo del promedio de la industria
1. EBITDA Pemex: Rendimiento antes de intereses, impuestos , depreciación y amortización, deterioro, pozos no desarrollados y costo neto del periodo de
beneficios a empleados neto de pagos de pensiones y servicio médico
2. Gastos de venta, generales y administración
Fuente: Bloomberg Información Preliminar (excepto Equinor y Repsol con información observada) y Estados Financieros Observados de Pemex bajo NIIF al Primer
Semestre de 2020
21
EBITDA: Capacidad de generación de flujo por la operación
Nota: EBITDA Pemex: Rendimiento antes de intereses, impuestos , depreciación y amortización, deterioro, pozos no desarrollados y costo neto del periodo de
beneficios a empleados neto de pagos de pensiones y servicio médico
Fuente: Bloomberg Información Preliminar (excepto Equinor y Repsol con información observada) y Estados Financieros Observados de Pemex bajo NIIF al Primer
Semestre de 2020
Margen EBITDA (%)
Petrobras 40
Ecopetrol 34
PEMEX 20
Equinor 18
Industria 17
Chevron 17
Total 12
Shell 11
ENI 10
BP 10
Repsol 10
Exxon 9P
recio
de
la
Me
zcla
Me
xic
an
a
US
D/b
l
16.1
14.615.5
14.5
11.6
4.1
48.2
30.9
44.2
61.458.7
31.5
0
10
20
30
40
50
60
70
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
1S 2015 1S 2016 1S 2017 1S 2018 1S 2019 1S 2020
EBITDAMMMUSDMMMP
42%
Precio de la Mezcla
Mexicana (USD/b)Margen EBITDAEBITDA
250.0
276.9
277.6
35%58% 41%
288.5
30%
221.5
93.9
20%
22
Evolución de los costos de extracción de crudo 2016-2019Dólares por barril
7.8
10.9
13.7 14.1
2016 2017 2018 2019
Con eficiencia en el
gasto se logra
estabilizar el
incremento en el
costo de extracción
a solo 2.4%
en 2019.
Entre 2016 y 2018
los costos de
extracción se
incrementaron en
promedio anual
33%
23
Gasto en partidas sujetas a austeridad 2015-2020MXN millones
2015 2016 2017 2018 20192020
(ene-jun)
Materiales de sanitización, limpieza y otros 72 59 45 33 8 10
Telefonía móvil 13 11 8 7 2 0
Asesorías técnicas 3,435 3,361 2,884 2,276 751 236
Estudios e investigaciones 275 65 22 109 13 15
Subcontratación de servicios con terceros 1,205 284 629 1,243 761 658
Comunicación social 119 165 211 244 12 17
Pasajes aéreos y viáticos 3,154 2,683 2,436 883 471 191
Congresos, convenciones y exposiciones 26 12 42 11 0 0
TOTAL 8,300 6,640 6,277 4,805 2,019 1,128
8,300
6,640 6,2774,805
2,0191,128
Eficiencia, austeridad y
control del gasto en
Petróleos Mexicanos
24
Pago a proveedores y contratistas enero-junioMXN millones
149,613
158,815
2019 2020
+6.2%PEMEX ha procurado
mantener un flujo constante
de pagos a sus proveedores y
contratistas.
Una adecuada planeación
financiera ha permitido que
pese a la severa crisis, el
monto de pagos realizados en
el periodo enero-junio de
2020 sea mayor al monto
pagado en el mismo periodo
del año pasado
Nota: No incluye pagos a entidades de Gobierno ni a filiales de PEMEX.
25
Reconocimiento de pasivos y provisiones
• Vale la pena mencionar que el registro de sus operaciones Pemex utiliza
las Normas Internacionales de Información financiera (IFRS por sus siglas
en inglés).
• De conformidad a dichas normas:
• Debe reconocerse un pasivo siempre que exista una obligación de surgida
de una obligación de tipo legal o contractual.
• Se debe registrar una provisión cuando es probable la salida de recursos
y es posible hacer una estimación fiable de su importe, en este caso se
encuentra el registro de las provisiones de carácter ambiental y jurídico.
• Por ello, el registro contable de los pasivos a favor de proveedores se
realiza por los bienes y servicios recibidos por PEMEX de
conformidad a la normatividad establecida, ya que estos compromisos
derivan de una obligación de carácter contractual.
26
Saldo de la deuda y desempeño operativo, 2013-2020
64
7887
96103
106105 1052,522 2,429
2,267
2,1541,948
1,8231,684 1,706
1,224 1,155 1,065933
767612 592 589
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 E
Saldo de la deuda al 31 de diciembre (USD miles de millones)
Producción de crudo (mbd)
Proceso de crudo en SNR (mbd)
Nota: Para el año son cifras estimadas con base en la estrategia de cero endeudamiento neto. Saldo de la deuda incluye intereses devengados
27
Evolución del CAPEX, 2013-2020MXN millones
253,465
277,156
203,307183,021
113,02596,762
111,127
178,329
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 E*
Fuente: Reportes 20-F de PEMEX
1. Para 2020 es presupuesto adecuado estimado de cierre.
1
28
29
Transferencias de impuestos de Pemex a la SHCP y apoyo recibido, enero-junio 2020
MXN millones
46,063
32,500
Apoyos del Gob. Fed.a Pemex
78,563 Total
Beneficio fiscal DUC
Capitalizaciones para
la nueva refinería
227,386
113,799
Transferencias dePemex
al Gob. Fed.
341,185 Total
Directos
(DUC y
otros)
Indirectos
(IEPS e IVA)
PEMEX ha recibido este apoyo del
Gobierno Federal
PEMEX ha
entregado al
Gobierno Federal
MXN 262,622
millones netos en
los primeros 6
meses del año.
Por cada peso
que el Estado
invirtió en
PEMEX, recibió
MXN 4.3 en
retorno
30
Contribución de la extracción de petróleo y gas en el PIB del sector secundario, 2018-2020
Contribución porcentual
• La actividad de PEMEX se registra en el sector secundario de la economía. De manera
particular en la “Actividad de extracción de petróleo y gas”.
• Esta actividad ha tenido una tendencia positiva desde el primer trimestre de 2019,
contribuyendo al desarrollo nacional.
• Al 3er trimestre de 2019, la extracción de petróleo y gas ocupaba el cuarto lugar en el nivel
de contribución al sector secundario.
• Al 4to trimestre de 2019, la actividad de extracción de petróleo y gas pasó al tercer lugar,
desplazando a la industria de fabricación de equipo de transporte.
12.2%
11.9% 11.9%
11.6%
11.0% 11.2%11.4%
11.8%11.9%
10.5%
11.0%
11.5%
12.0%
12.5%
T1 2018 T2 2018 T3 2018 T4 2018 T1 2019 T2 2019 T3 2019 T4 2019 T1 2020
Fuente: INEGI
31
Contribución del valor de la extracción de petróleo y gas en el PIB nacional, 2017-2020
• En esta lámina se presenta la evolución de la industria extractiva de petróleo y gas en el total del PIB de
México.
• Como se puede observar, gracias a una mayor producción de petróleo y de un mayor nivel de proceso en
nuestras refinerías, se registra una tendencia creciente, con una tasa de crecimiento promedio trimestral
de 5.2% en los últimos cinco trimestres, siendo la actividad más relevante para el sector.
• Son buenas noticias para el PIB de nuestro país, pues para el segundo semestre del año 2020 se
incrementará tanto la producción de petróleo como de proceso de crudo en nuestras refinerías.
1. MXN miles de millones, cifras constantes de 2013
Fuente: INEGI
710 714
674 671 657 656
651
618
589 595 611 613
620
4.00%3.95%
3.76%
3.58%3.64%
3.51% 3.53%
3.26% 3.23% 3.22%
3.33%
3.25%
3.45%
500
550
600
650
700
750
3.0%
3.2%
3.4%
3.6%
3.8%
4.0%
4.2%
T1 2017 T2 2017 T3 2017 T4 2017 T1 2018 T2 2018 T3 2018 T4 2018 T1 2019 T2 2019 T3 2019 T4 2019 T1 2020
Va
lor
de la
co
ntr
ibució
n a
l P
IB to
tal*
Porc
enta
je d
e p
art
icip
ació
n e
n e
l P
IB t
ota
l
Tasa de crecimiento Δ: 5.2%
1
Pronósticos de producción de crudo (PEMEX) y precios WTI por
calificadora
32
Fuente: Comunicados de prensa 2020 de agencias calificadoras.
1/ Moody’s hace pronósticos sobre la producción total de hidrocarburos, es decir, incluyen el gas.
La conversión que utilizan es 1 boe = 6,000 MMpc
Calificadora
Producción
anual de crudo
2020 (Mbd)
(Mbd)
∆% con
respecto a
2019
Expectativa de
precio WTI en
2020
(USD / b)
Producción
alcanzada
por Pemex
Ene-jun 2020
(Mbd)
∆% con
respecto a
Ene-Jun 2019
Precio promedio
observado WTI*
Ene-jun 2020
(USD/b)
S&P 1,750 – 1,800 -0.028 $25
1,725 2.10% 38.91Moody’s1/ 1,667 -5.20%
$30(2,282 Mboed) (-1.0%)
HR Ratings 1,767 0.50% $38
Fitch 1,671 -5.00% $32
* Referencia del WTI Argus Houston.
33
Evolución de la deuda de PEMEXSaldos al 31 de diciembre de cada año, MXN miles de millones1
34
Por primera vez en 12 años,
Petróleos Mexicanos redujo el saldo
de su deuda
831
1,130
1,475
1,955 2,006 2,049 1,950
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Reducción
de 99
mmdp
1. No incluye intereses devengados
Rendimiento del bono PEMEX a diez años
35
5.0
5.5
6.0
6.5
7.0
7.5
8.0
02
/20
18
04
/20
18
06
/20
18
08
/20
18
10
/20
18
12
/20
18
02
/20
19
04
/20
19
06
/20
19
08
/20
19
10
/20
19
12
/20
19
02
/20
20
Rendim
iento
(%
)
PEMEX 10 años
28/02/2020:
6.25%
Máximo:
20/11/18
7.65%
6.0
7.0
8.0
9.0
10.0
11.0
12.0
03
/20
20
03
/20
20
03
/20
20
04
/20
20
04
/20
20
04
/20
20
05
/20
20
05
/20
20
05
/20
20
06
/20
20
06
/20
20
07
/20
20
07
/20
20
07
/20
20
Rendim
iento
(%
)
PEMEX 10 años
Máximo:
27/04/2020
12.05%
24/07/2020:
7.94%
El máximo en el periodo del Covid es de 12.05% frente al máximo en el periodo pre-
covid de 7.65%
Periodo pre-Covid: ene 2018 – feb 2020 Periodo Covid: mar 2020 – jul 2020
Pagos de la Cobertura Petrolera 2020
36
• Se informa que a la fecha Petróleos Mexicanos ha recibido ya cinco
pagos por concepto de la cobertura petrolera.
• El monto total ya recibido por PEMEX asciende a 173.2 millones de
dólares.
• El Pago esperado para el resto de los meses cubiertos es de 192.7
millones de dólares.
Mes de cobertura
realizado Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Total
Pago realizado en
millones de dólares10.0 25.0 37.7 36.5 37.7 36.5 173.2
Fecha de cobro 06-mar 07-abr 07-may 05-jun 07-jul
1. Las cifras pueden no coincidir por redondeo
Estrategia financiera para el cierre del año 2020
37
• El servicio de la deuda para el resto del año está debidamente
programado para su pago puntual.
• Apenas el pasado 23 de julio realizamos el pago por USD 1.1 mil
millones en amortizaciones y pago de intereses de la deuda.
• PEMEX continúa trabajando en tener una planeación financiera
proactiva, que se anticipe a los periodos de volatilidad e incertidumbre
que se le presenten a la empresa.
• Para reducir el financiamiento temporal del primer semestre de 2020,
derivado de la contingencia en los mercados, el objetivo del último
semestre del año será la contención y reducción del déficit financiero.
• La meta es lograr una mejora en el flujo de efectivo de la compañía,
disminuyendo con ello los requerimientos de liquidez y de
financiamiento.
Estrategia financiera para el cierre del año 2020
38
• Se concretarán durante el tercer y cuarto trimestre las negociaciones
avanzadas que tenemos con Agencias de Crédito a la Exportación
(ECAs).
• De manera complementaria, PEMEX implementará estrategias de
financiamiento no constitutivas de deuda pública.
• Con el apoyo de la banca de desarrollo y de la banca comercial se
potenciará el programa de cadenas productivas, en apoyo a nuestros
proveedores y contratistas para un cierre ordenado del año.
• De acuerdo con las condiciones prevalecientes en los mercados,
eventualmente se podría considerar la posibilidad de realizar
operaciones de refinanciamiento en los mercados de capitales.
Programa de financiamiento 2020 y perfil de vencimientos
para el horizonte 2021 en adelanteUSD miles de millones
39
1.6
6.0 5.5 6.3 8.5
4.0
8.7 9.8
4.3 3.6 4.7
3.9 0.0 0.0 0.0
30.2
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 →
1. Representa el monto pendiente de cubrir del programa de financiamiento del año, considerando las operaciones de refinanciamiento realizadas en el
primer semestre del año. No considera créditos revolventes y créditos de corto plazo, ni intereses devengados.
1
Sonda de Campeche
El acuerdo con la OPEP+ y condiciones climatológicas
afectaron a la producción
Producción diaria de líquidos
Mbd
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. 41
La producción de líquidos se mantuvo estable en un
entorno inédito
82%
18%
Producción de crudo 2T20
Marina Terrestre
63% 63% 63% 64% 65%
27% 28% 28% 27% 25%
8% 8% 7% 8% 7%1% 2% 2% 1% 3%
1,673 1,694 1,693 1,739 1,673
0
500
1,000
1,500
2,000
2T19 3T19 4T19 1T20 2T20
Producción trimestral de líquidos Mbd Pesado Ligero Superligero Condensados
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. 42
La estabilización de la producción de líquidos se explica por la
incorporación de nuevos desarrollos y la producción temprana
de campos, que permiten compensar la declinación
Hok-44
Tlacame-3
Mulach-10
Chejekbal-1 Mulach 5
Ixachi 10
Cibix 1001
Quesqui 1DL
Xikin 24
Manik 4 67
Cheek 1
Ixachi 20
Cibix 12Cahua 2
Octli 2
Ixachi 2
89
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
Mb
d
Producción temprana, pozos exploratorios
Pozos de desarrollo
Xikin-22
Quesqui-1
Valeriana-1
Cibix-1
Chocol-1
Ixachi-1
Ixachi-1DL
Dic Ene FebNov
Quesqui-1
(ducto)
Mar Abr May Jun Jul
La producción diferida se debe a:
• Retraso en la construcción de la infraestructura
• Malas condiciones climatológicas
• Problemas operativos en la perforación de los pozos
43
La producción de gas natural muestra una disminución
marginal
44
1. No incluye nitrógeno
2. Incluye nitrógeno
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
75% 74% 75% 75% 72%
25% 26% 25% 25% 28%
3,637 3,685 3,769 3,714 3,604
0
1,000
2,000
3,000
4,000
2T19 3T19 4T19 1T20 2T20
Producción de gas natural1
MMpcd
Asociado No asociado
53%
47%
Producción de gas natural 2T20
Marina Terrestre
261 310 396
459 459
94.5% 93.6% 91.9% 90.6% 90.0%
0
200
400
600
2T19 3T19 4T19 1T20 2T20
Aprovechamiento de gasMMpcd
Envío de gas a la atmósfera(MMpcd)
Aprovechamiento de gas /Total de gas producido 2
Las actividades exploratorias en este trimestre permitieron
incorporar 620 millones de barriles de petróleo crudo equivalente
(Mmbpce) de reservas 3P
451. Información preliminar
Activo PozoEra
geológica
Tipo
pozo
T.A./E.T.
mts
Profundidad
mtsTipo Hc °API
Reserva 3P
MMbpce
Qo (bpd)
aceite
Qg
(MMpcd)
gas
AEMS Paki-1 Terciario Marino 27 2,140 Aceite y gas 25 10 2,364 1.5
AETS Terra-101 Mesozoico Terrestre 3 5,720 Aceite y gas 40 10 4,325 15.5
AETS Quesqui-1DEL Mesozoico Terrestre 3 7,900Gas y
Condensado42 400 3,252 11.6
AETS Ixachi-2001 Mesozoico Terrestre 3 8,000Gas y
condensado41 200* 729* 4.7*
Paki-1
Terra-101
Golfo de México
Tampico
Frontera
Poza Rica
Veracruz
Coatzacoalcos Villahermosa
Campeche
Cd. Del Carmen
Mérida
Guatemala
Ixachi-2001
Quesqui-1DEL
111
Planta Coquizadora - Tula
Proceso de crudo y producción de petrolíferos
471 Incluye gas seco, gasóleos, aceite cíclico ligero, aeroflex, asfaltos, coque, lubricantes y parafinas.
331 313 272 268 311
264 344285 274
320
595 657
557 542
631
-
200
400
600
2T19 3T19 4T19 1T20 2T20
Proceso de crudoMbd
Crudo pesado
Crudo ligero
196 202 181 173 217
159 163 136 126
183
141 143 118 103
141 8 7
7 6
7 28 33
29 26
9 104 121
110 114
116
636 668
580 546
673
-
200
400
600
2T19 3T19 4T19 1T20 2T20
Producción de petrolíferosMbd
Otros*
Turbosina
GLP
Diésel
Combustóleo
Gasolinasautomotrices
-0.991.61
-2.64
-12.51
9.91
-15.0
-10.0
-5.0
0.0
5.0
10.0
15.0
2T19 3T19 4T19 1T20 2T20
Margen variable de refinaciónUSD/b
• El proceso de crudo y la producción
de petrolíferos registraron
crecimientos importantes como
resultado del mejor desempeño
operativo en las refinerías de
Madero y Cadereyta.
• El margen variable de refinación
muestra una recuperación en el
segundo trimestre de este año.
1
Proceso y producción de gas
481 Incluye corrientes a fraccionamiento.
2,336 2,458 2,427 2,380 2,328
417 430 455 446 443
2,753 2,889 2,881 2,826 2,771
-
700
1,400
2,100
2,800
2T19 3T19 4T19 1T20 2T20
Proceso de gas húmedoMMpcd
Gas húmedo dulce
Gas húmedo amargo
2,218
2,368
2,314
2,241 2,241
223 218 220 225
210
180
230
280
2,000
2,100
2,200
2,300
2,400
2T19 3T19 4T19 1T20 2T20
MbdMMpcd
Producción de gas seco y líquidos del gas
Gas seco de plantas(MMpcd)
Líquidos del gas natural(Mbd) 1
Producción de petroquímicos
491 Incluye Anhídrido carbónico, butadieno crudo, ceras polietilénicas, CPDI, especialidades petroquímicas, heptano, hexano, hidrógeno, isopentanos, líquidos
de pirolisis, nitrógeno, oxígeno y pentanos.
31 30 38 49 74
143 150 97 91
84
48 56
44 69 18
3 3
2 3
2
92 99
98 91
75
53 73
43 57
35
35
38
29
49
71
406
451
350
408
358
-
100
200
300
400
500
2T19 3T19 4T19 1T20 2T20
Producción de petroquímicosMiles de toneladas Otros*
Materia prima paranegro de humo
Azufre
Propileno y derivados
Aromáticos y derivados
Derivados del etano
Derivados del metano
1
Desempeño trimestral de PEMEX en indicadores
de Seguridad Industrial
50
En todos los eventos moderados y graves, Petróleos Mexicanos
realiza un análisis de causa raíz para identificar las causas que los
originan y definir acciones correctivas para evitar la recurrencia
0.35
0.27
0.19 0.21
0.15
-
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
2T19 3T19 4T19 1T20 2T20
Índice de frecuenciaAccidentes incapacitantes/ MMhh
15
20
25
7
5
-
5
10
15
20
25
30
2T19 3T19 4T19 1T20 2T20
Índice de gravedadDías perdidos/ MMhh
Refinería Lázaro Cárdenas, Minatitlán, Ver.
Estación de Bombas Beristain, Pue.
53
Preguntas y respuestas
Alberto Velázquez
Director Corporativo de Finanzas
Jorge Luis Balsadúa
SPA de la Dirección General de
Pemex Transformación Industrial
Francisco Flamenco
SPA de la Dirección General de
Pemex Exploración y Producción
