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2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.
Junio 4, 2019
OIL AND GAS INNOVATION FORUM
2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.
Advertencia respecto a proyecciones a futuro y nota precautoria
1
VariacionesLas 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.RedondeoComo consecuencia del redondeo de cifras, puede darse el caso de que algunos totales no coincidan exactamente con la suma de las cifras presentadas.Información financieraExcluyendo 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.MetodologíaLa 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 cambiariasPara 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 marzo de 2019, el tipo de cambio utilizado es de MXN 19.3793 = USD 1.00.Régimen fiscalA 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 hidrocarburosDe 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 futuroEste 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.
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Contenido
2
Evaluación de problemas estructurales
1 Panorama general de PEMEX
3
4 Incremento de la producción de petróleo
6
Plan de Acción
Estado de resultados y desempeño financiero
2
5 Transformación Industrial
2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.
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1. Panorama general de PEMEX
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PEMEX: Empresa integrada
• Producción total de hidrocarburos: 2,547 Mbpced2 / 2,380 Mbd al 1T19
• Producción total de crudo: 1,833 Mbd2 / 1,661 Mbd al 1T19
• 7,671 pozos en operación2 / 7,421 al 1T19
• 6 refinerías en México con capacidad de refinación de 1,640 Mbd2
• 1 refinería en colaboración con Shell en Deer Park, Texas (340 Mbd)
• Procesamiento de crudo: 612 Mbd2 / 559 Mbd al 1T19
• 9 centros procesadores de gas (5,912 MMpcd)
• 2 complejos petroquímicos (1,734 Tpa)
• MXN 1.7 billones en ingresos anuales2
-Exportación: MXN 692,000 millones-Ventas nacionales: MXN 981,000 millones
• Exportaciones de crudo: 1,184 Mbd2
• 9,930 estaciones con la marca PEMEX, más 1,620 estaciones abastecidas con productos PEMEX2
Exploración y producción
10o productor de crudo1
Transformación
16a compañíade refinación1
Comercialización
3er exportador de crudo a Estados
Unidos
Transporte y distribución
Infraestructuraestratégica
• Infraestructura estratégica de logística: 17,000 km de ductos
• 76 terminales de almacenamiento y distribución
• 10 terminales de gas licuado
• 10 instalaciones de operación portuaria y mantenimiento
• 5 terminales marítimas• 1,485 auto tanques• 19 remolcadores y 17 barcos• 511 carro tanques• 56 estaciones de bombeo y
compresión
1 Fuente: Petroleum Intelligence Weekly, Ranking de las 50 compañías petroleras más grandes del mundo, noviembre 2018.
2 Al 31 de diciembre de 2018.
Mbpce: Miles de barriles de petróleo crudo equivalentes por díaMbd: Miles de barriles de petróleo por díaMMpcd: Millones de pies cúbicos por día
Tpa: Toneladas por año
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Impacto social de PEMEX en México
• La compañía más importante de México en términos de activos e ingresos
• Contribuyente más grande al ingreso del Gobierno Federal (promedio de 11% en 2018)
• En 2018, PEMEX contribuyó con MXN 2,100 millones a programas sociales en comunidades donde opera
• MXN 1,105 millones en seguridad pública y protección civil
• MXN 733 millones en infraestructura• MXN 89 millones en proyectos productivos• MXN 84 millones en servicios de salud• MXN 49 millones en protección ambiental• MXN 43 millones en educación, deporte y
aportaciones de capital a comunidades
5
En 2019–2024 PEMEX será el mayor catalizador para el desarrollo económico en México: en promedio 47,000 nuevos empleos anuales por proyectos de infraestructura
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Problemas estructurales de Petróleos Mexicanos
Excesivo robo de combustible
Deuda pública que se duplicó en los últimos cinco años y se encuentra en niveles elevados
Elevada carga fiscal
1
2
3
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Problemas estructurales: un círculo vicioso
Objetivo de la nueva
administración:
Encontrar soluciones para romper el círculo
vicioso e implementar las estrategias para
transformarlo en un círculo virtuoso
Caída de la producción de
petróleo
Caída de los ingresos de la
empresa
Limitada capacidad para generar flujo
de efectivo
Caída de la inversión
Problemas estructurales
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2. Evaluación de problemas estructurales
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1. Robo de combustible
Valor acumulado del robo de combustible en el periodo 2014-
2018:
$101,080millones de pesos
Para dimensionar el efecto, esta cifra equivale al
78.4%del total de los vencimientos de
la deuda del año 2019
17,705
11,111 11,490
24,612
36,163
2014 2015 2016 2017 2018
Fuente: PEMEX; Reporte de resultados anuales a la Bolsa Mexicana de Valores.
Pérdidas no operativas (robo de combustible)Cifras en millones de pesos constantes, 2018=100
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2. Crecimiento acelerado de la deuda
En el periodo 2013-2018 la deuda de PEMEX creció a
una tasa anual promedio de
20.9%
Fuente: PEMEX; Reporte de resultados anuales a la Bolsa Mexicana de Valores.
*Deuda financiera consolidada total (incluye corto y largo plazo, e intereses devengados).
841
1,143
1,493
1,983 2,038 2,082
2013 2014 2015 2016 2017 2018
Saldo de la deuda neta 2013 – 2018*Cifras en miles de millones de pesos corrientes
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2. Crecimiento acelerado de la deuda
Costo financiero neto 2013 – 2018Cifras en miles de millones de pesos corrientes
El pago de intereses del año 2018 equivale al
64.7% de la inversión de PEMEX en ese
año
Fuente: PEMEX; Reporte de resultados anuales a la Bolsa Mexicana de Valores.
3343
73
87
101
122
2013 2014 2015 2016 2017 2018
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2. Crecimiento acelerado de la deuda
Incremento en saldos de la deuda 2013 – 2018*Cifras en miles de millones de pesos corrientes
Fuente: PEMEX; Reporte de resultados anuales a la Bolsa Mexicana de Valores.
* Corresponde a la variación de la deuda consolidada al 31 de diciembre de cada año respecto al mismo día del año anterior.
302350
490
55 44
2014 2015 2016 2017 2018
En este periodo PEMEX reduce de manera drástica la
inversión
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3. Elevada carga fiscal
Fuente: PEMEX; Reporte de resultados anuales a la Bolsa Mexicana de Valores.
Pago de impuestos directos Cifras en miles de millones de pesos constantes, 2018=100
En 2018 el pago de impuestos directos representó 2.1 veces el
monto de la inversión de PEMEX en ese año
La disminución en el pago de impuestos directos obedece
principalmente a la baja en la plataforma de producción
195
379
468425
401
2014 2015 2016 2017 2018
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Efecto de los problemas estructurales: disminución de la inversión en PEMEX
Fuente: PEMEX.
PEMEX: Gasto de inversiónCifras en miles de millones de pesos constantes, 2019=100
446 455
369 352
219198
2013 2014 2015 2016 2017 2018
En 2018 se registró la inversión más baja en los últimos 20 años
Durante el periodo 2013-2018 la inversión pública de PEMEX
registra una caída de
-13.7 % anual en términos reales
La caída de la inversión afectó la actividad
productiva
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Efectos: Declive de la producción de petróleo
Fuente: PEMEX.
Producción de petróleo, 2004-2018Cifras en millones de barriles diarios Desde el año 2004, en que se
registra el nivel más elevado de producción, al cierre de 2018,
PEMEX acumuló una pérdida de
46.4%es decir, una caída de
producción de 1.6 millones de barriles diarios de petróleo
Lo anterior equivale a una reducción promedio anual de 112 mil barriles diarios
en el periodo
3.4 3.3 3.3 3.1
2.8 2.6 2.6 2.6 2.5 2.5 2.4
2.3 2.2 1.9 1.8
200
4
200
5
200
6
200
7
200
8
200
9
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
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3. Plan de Acción
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Plan de Acción
Producción
Ingresos
EBITDA
Inversión
Romper el círculo vicioso proponiendo soluciones a los tres problemas estructurales (no hay una solución única ni
inmediata)
Se requiere un conjunto de esfuerzos para diseñar políticas públicas integrales, coherentes
y eficaces bajo una visión de planeación de corto, mediano y
largo plazo
Este gobierno se diferencia porque ha decidido enfrentar el
reto proponiendo y aplicando por primera vez, soluciones a los tres problemas estructurales de
PEMEX bajo una filosofía de honestidad y transparencia
Resolviendo problemas
estructurales
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8174
2318
9 84 5 7
4 5 4 4 5 5 3 4 4 4 3 6 5 4 4 5 7 5 4 6 5 6 5 5 5
No
viem
bre
Dic
iem
bre
01
-20
Dic
iem
bre
21
-31
Ener
o
Feb
rero
Mar
zo
Ab
ril
May
o
01
-may
02
-may
03
-may
04
-may
05
-may
06
-may
07
-may
08
-may
09
-may
10
-may
11
-may
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-may
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-may
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-may
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-may
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-may
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-may
21
-may
22
-may
23
-may
24
-may
25
-may
26
-may
Mercado ilícito de combustible: desviación en Mbd(Noviembre 2018 – Mayo 2019)
• Respecto del promedio de robo del mes de diciembre de 2018, al mes demayo de este año se registra una disminución de 93%
• Tras cinco meses de estar operando la estrategia, los niveles se hanestabilizado y se confirma su eficacia
Antes(Diciembre 2018)
Después(Mayo 2019)
Estrategia 1: Combate exitoso al robo de combustible
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36,163
1,7293,546
2018 2019* 2019E**
19
Combate exitoso al robo de combustible
Ahorro estimado para 2019 de
$32,617 millones de pesos
Equivale al
22.2%del total de los
vencimientos de la deuda del año 2020
En sólo cinco meses, se ha
resuelto el primer
problema estructural de
la empresa
*Cifras de estado de resultados del periodo enero-abril, reportes trimestrales a la Bolsa Mexicana de Valores. Valuación a precios de
terminal PEMEX, es decir no incluye impuestos (IEPS e IVA).
** Cifras estimadas de cierre con base en la disminución de robo de combustible observada al mes de mayo de 2019.
Pérdidas no operativas (robo de combustible)Cifras en millones de pesos constantes, 2018 = 100
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• Esta administración no utilizará la deuda pública para financiar suinversión
• La política financiera estará centrada en optimizar sus fuentes definanciamiento, realizando operaciones de refinanciamiento y demanejo de pasivos para el periodo 2019-2024 en dos etapas:
Estrategia 2: Endeudamiento neto cero
2019-2021• Etapa 1: Endeudamiento neto de cero
2022-2024
• Etapa 2: Reducción gradual de la deuda a partir de mayores flujos por incremento de la producción de petróleo
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Endeudamiento neto 2017 – 2019
55
44
-18
2017 2018 2019
Al primer trimestre de 2019 se registra un
desendeudamiento neto de 18 mil
millones de pesos
Nuestra meta para 2019 de
endeudamiento neto cero
es sostenible
Fuente: PEMEX; Reporte de resultados anuales a la Bolsa Mexicana de Valores.
*Deuda financiera consolidada total.
Incremento en saldos de la deuda 2017 – 2019*Cifras en miles de millones de pesos corrientes
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Manejo preventivo de liquidez: renovación líneas de crédito
• La operación cuenta con un compromiso en firme por tres instituciones financieras, lo quegarantiza los recursos y disminuye el riesgo de ejecución
• Esta operación representa la sustitución del vencimiento programado para 2020 por 2,000millones de dólares y la entrada de dinero “nuevo” a PEMEX por 500 millones de dólares, elcual se utilizará para el pago de otros vencimientos (no endeudamiento neto adicional)
• Adicionalmente, se renuevan e incrementan las líneas de crédito revolventes (LCR) en dólarescon vencimientos en 2019 y 2020 de 4,750 a 5,500 millones de dólares
• Finalmente, durante 2019 PEMEX suscribió un contrato de línea de crédito revolvente por unmonto de hasta 400 millones de dólares con KOT Insurance AG
Se renovarán e incrementarán líneas de crédito de 6,750 a 8,000 millones de dólares a 5 años dela siguiente manera:
Suscripción de un crédito directo por USD 2.5 mil millones
Contratación de una línea comprometida por USD 5.5 mil millones
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9,475
2,152
7,652
500
2,0008,325
6,726
9,652
23
Renovación de líneas de créditoCifras en millones de dólares
Antes(Diciembre de 2018)
Después(Junio de 2019)
Monto total de líneas
de crédito revolventes 1
Vencimientos 2019
Vencimientos 2020
Nuevo monto total de líneas de
crédito revolventes
Vencimientos 2019
Vencimientos 2020
Refinanciamiento
• Durante 2019 se han amortizado 4,074 mdd• Las LCR se incrementan en 1,150 mdd (+13.8%)
Con la operación de renovación las nuevas líneas cubren 4.4 veces el monto de vencimientos pendientes de 2019 y 1.2 veces el monto de vencimientos de 2020
1 Tipo de cambio de MXN 20 por USD.
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Estrategia 3: Disminución de la carga fiscal
El Gobierno de la República ha tomado la decisión histórica de reducir la cargafiscal a Petróleos Mexicanos
30,000
47,100
91,600
2019 2020 2021
Decretos incentivos
fiscales
Reducción estimada del
DUC
• El viernes 24 de mayo fue publicadoen el Diario Oficial de la Federaciónel decreto mediante el cual seotorgan estímulos fiscales a PEMEX.Se suma al decreto del año 2017.Este beneficio fiscal estará vigentedurante todo el 2019
• Para los años 2020 y 2021 laPresidencia de la República haanunciado la aplicación de unadisminución gradual en la tasa delDerecho por Utilidad Compartida(DUC)
• El DUC representa más del 80% de lacarga fiscal directa de PEMEX
Impacto estimado de los beneficios fiscalesCifras en millones de pesos
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Estrategia 3: Disminución de la carga fiscal
Decretos Reforma a la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos
• Otorga un beneficio fiscal que consiste enun aumento en los límites de deducciónde costos, gastos e inversiones enasignaciones de las regiones en aguassomeras y áreas terrestres que puedededucir la empresa para el cálculo delDUC
• Esta medida beneficia a una producciónpotencial de 250 mil barriles diarios y escomplementaria a los estímulos emitidosel 18 de agosto de 2017 (150 mil barrilesdiarios en campos maduros)
• La producción total que está sujeta a estetipo de incentivos fiscales llega a 400 milbarriles diarios, cerca del 25% del total deproducción de crudo, con un beneficiototal estimado para 2019 de, por lo menos,30,000 millones de pesos (considerandoambos decretos)
• La iniciativa propondrá reduccionesgraduales en la tasa del DUC
• La tasa actual del DUC es de 65%
• En 2020 la tasa bajaría de 65% al 58%, lo querepresentará una disminución estimada dela carga fiscal de 47,100 millones de pesos
• Para 2021 la tasa bajaría hasta 54%
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Estrategia 3: Disminución de la carga fiscal
El beneficio fiscal
acumulado para el
periodo 2019-2021 suma
un monto de 8,435millones de dólares
(168,700 millones de
pesos1)
45.8% del total
acumulado de
vencimientos de deuda
del periodo 2019-2021
61.8% del total de la
inversión de PEMEX para
el año 2019
Equivale a:
1 Tipo de cambio de MXN 20 por USD.
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Otros apoyos del Gobierno Federal en el año 2019
27
Apoyo del Gobierno Federal
Monto
MXN miles de millones
USD miles de millones
Avance al 1 de junio de
2019
Capitalización1 25 1.3 80%
Monetización de pagarés del Pasivo Laboral 35 1.8 100%
Ayuda fiscal deducibilidad DUC 2019(Decreto 2017 150 Mbd + Decreto 2019 250 Mbd)
30 1.5 En proceso de aplicación
TOTAL 90 4.5
1
2
3
1 Incluido en el Presupuesto de Egresos de la Federación aprobado el 24 de diciembre de 2018.
Nota: Tipo de cambio de MXN 20 por USD. Sumas pueden no coincidir por redondeo.
Fuente: SHCP y PEMEX.
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Resumen de Apoyos del Gobierno Federal
28
Concepto 2019 2020 2021
1. Capitalizaciones 25,000 Por definir
Por definir
2. Pago de la SHCP de pagarés pensiones (actualmente hay un saldo remanente de 101.5 mil millones de pesos)*
35,000 Por definir
Por definir
3. Incentivos fiscales y reducción de carga fiscal 30,000 47,100 91,600
Total 90,000 47,100 91,600
El objetivo del Gobierno Federal es
apoyar a PEMEX durante la primera mitad del sexenio
La meta es que PEMEX en los
próximos tres años transite a un círculo
virtuoso que consolide a la
empresa a partir de una recuperación
sostenida de la producción de
petróleoCifras en millones de pesos.
* Valor nominal. Este saldo ya considera los montos pagados en 2019 y no considera intereses acumulados.
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29
4. Columna vertebral de la estrategia: Incremento de la producción de petróleo
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Incremento en gasto de inversión
Fuente: PEMEX.
* SHCP; Presupuesto de Egresos de la Federación para cada año.
** Estimado preliminar para el presupuesto 2020 y 2021 considerando que el beneficio fiscal se traslada 100% a inversión.
Gasto de inversiónCifras en miles de millones de pesos
constantes, 2019=100
Para 2019 PEMEX está incrementando su inversión en
37.7% en términos reales respecto del
año anterior
La capitalización del gobierno federal, el beneficio fiscal y la
reducción de los costos soportan el incremento
El 80% de esta inversión se destina a Upstream
La meta en el corto plazo es revertir la tendencia negativa de
la producción de petróleo
446 455
369 352
219198
273320
412
2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.31
¿Cómo se va a revertir la caída de la producción?
En los últimos tres años PEMEX no invirtió en ningún desarrollo de camposnuevos para compensar la declinación en la producción de petróleo
Incremento de la inversión para
mantenimiento y reparación de pozos
Mejoramiento en el suministro de insumos y
de procesos a pozos productivos
Invertir en nuevos desarrollos y potenciar
las tareas de exploración
Estabilización de la
producción actual
Incremento de la
producción
Presupuesto 2019 para exploración y producción: • Total: 210.7 mil millones de pesos• Nuevos desarrollos: 43 mil millones de pesos
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Desarrollo de 20 nuevos campos impulsará la producción en 2019
3 3
8
4 4 3 2 24 3 4 4 5
2 1 0 0 0
20
0
5
10
15
20
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Terrestres Marinos
Ma
rin
os
Te
rre
stre
s
KutzSihil
Perdiz AcagualCafeto
Saramako
ChuhukEktal
HomolLobinaCarpa
GuarichoShishitoMalva
CitamMay
Sinan
Costero
IxtalManik
Bolontiku
Tiumut
KabYaxche
Nelash RabasaTeotleco
TajónCrtaer
Xanab
CupacheMadrefil
Terra
ChéAluxYum
Tumut
BrillanteParetoTokal
KuilTsimin
GasiferoBedel
KambesahOnel
AnhélidoEltreinta
Sini
Xux
Ayocote
Ayatsil XikinEsah
CheekCahuaUchbalManik
JaatsulSuukTeekitKoban
HokMulach
TlacameTetl
PokcheOctli
IxachiChocol
CibixValeriana
¡Importante! Esto ya no es un plan, el desarrollo de los 20 nuevos campos petroleros se encuentra en ejecución
En un solo año, PEMEX invierte en 20 nuevos desarrollos, el mismo número que lo realizado en casi una década:
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Está contratada 100% de la infraestructura marina necesaria para el desarrollo de los campos nuevos
Se inició también el proceso de contratación de la infraestructura requerida para desarrolloscomplementarios en 2 campos adicionales (Yaxché y Onel)
XikinSuukPokcheTetlCahua
OctliTeekitUchbalTlacame
• 7 plataformas • 7 ductos
• Monto 562.54 Mmusd• Anticipo 153.60 MMusd
EsahJaatsulCheekKoban
HokMulachManik
• 6 plataformas • 7 ductos
• Monto 465.30 MMusd• Anticipo 123.00 MMusd
Contratado
Contratado
ESEASA-PERMADUCTO
BOSNOR-PERMADUCTO
YaxcheOnel
• 2 plataformas • 2 ductos
En procesoFALLO (8 JULIO 2019)
Co
ntr
ato
s16
cam
po
s
2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.34
A un año de haber iniciado la contratación, se tendrá la primera producción de los 20 nuevos campos
2018 2019 2020
Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb
Contratación de
perforación
Proceso de contratación
Instalación de plataformas
XikinB, Cahua, Octli, Teekit, Esah, Cheek.
Mulach
Inicio de contratos
Construcción de plataformas
Instalación de plataformas
Suuk, Pokche, Teetl, Jaatsul, Koban, Hok
Instalación de
plataformasXikin-A
Primera producción
Xikin-B, Cahua, Octli, Teekit, Esah, Cheek.
Mulach
Primera producción
Suuk, Pokche, Teetl, Jaatsul, Koban, Hok
Tendido de ductos
Primera producción
en plataforma
Xikin-AAquí estamos
Ixachi
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El avance en la construcción de la infraestructura marina va conforme a programa
0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%
100%
05-feb-19 26-feb-19 26-mar-19 30-abr-19 07-may-19 21-may-19 28-may-19 25-jun-19 30-jul-19 27-ago-19 24-sep-19 29-oct-19 26-nov-19 31-dic-19
Po
rce
nta
je d
e a
van
ce
% Avance Programado: 20.80% Avance Real: 21.20
Grafica de Avance Global Plataformas/Ductos
Instalación de Templete Tendido de DuctosSuperestructura de ELM
Compañías ESEASA-PERMADUCTO / BOSNOR-PERMADUCTO
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La infraestructura terrestre requerida para los 20 campos también va conforme a programa
Gráfica de avance en infraestructura para Campos Terrestres
Perforación de pozo Chocol-1 Ampliacion de localización en Cibix-1
0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%
100%
% Avance Programado: 10.73% Avance Real: 11.20
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Servicios de perforación en proceso de contratación
• Los servicios de perforación para el desarrollo de 18 campos están contratados
• Adicionalmente, se incluyeron en este proceso los pozos para los campos Onel yYaxché, de tal forma que el Plan de Acción de 2019 pasó de 20 a 22 desarrollos
Co
ntr
ato
s 22
cam
po
s
• 15 pozos
• Monto 692 MMusd
Contratado1. MARINSA2. GRUPO R
XikinEsah
Uchbal
• 44 pozos
• Monto 1,290 MMusd
Contratado1. MEXOIL2. PERFOLAT
• 15 pozos
• Monto 505 MMusd
Contratado1. OPEX
• 31 pozosContratado
• 23 pozos
ChocolValeriana
CibixIxachi
MulachManik
Tlacam
HokJaatsulTetl.
OctliCahuaTekit
PokcheCheek
En procesoFALLO (10 DE JUNIO 2019)Onel
YaxcheSuukKoban
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Eficiencia en el Plan de Acción: Ahorros en tiempo y costosSe inició la perforación de 3 pozos, cuyo desempeño está siendo superior alpronosticado, lo que se traduce en ahorro de tiempos y costos
Xikin-22 Xikin-45 Esah-21
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Incremento en la actividad exploratoria
2 1 0 0 0
20 20 2432 32
40
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
Número de desarrollos por año
16 2
83
20 2432 32
40 40
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
Descubrimientos comerciales
El incremento en la actividad exploratoria permitirá contar con un stock dedescubrimientos comerciales que pasarán a formar parte del desarrollo de entre20 y 40 campos por año
Fuente: PEMEX. Cifras estimadas.
2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.40
Ixachi: el mayor descubrimiento en tierra en México en 25 años• Ixachi es el campo más representativo de los 20 nuevos desarrollos• En su punto máximo, Ixachi aportará aproximadamente el 25% de la producción
incremental para PEMEX de los 20 nuevos desarrollos
Características Generales
Año de descubrimiento 2017
Ubicación 72 km al sur de Veracruz
Profundidad (mvbmr) Entre 6,400 y 7,800 m
Número y tipo de pozos perforados (núm.)
2 exploratorios y 1 delimitador
Reservas estimadas (3P)
1,314 millones de bpce
Densidad del aceite (°API) 40
Producción actual3,900 bpd y 30
millones de pies cúbicos diarios
2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.41
Pronóstico de producción del campo Ixachi
0
100
200
300
400
500
600
700
ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct
2019 2020 2021 2022 2023 2024
Aceite(Mbd)
Gas (MMpcd)
105
383
583 617 599
14
50
75 80 77 74
577
Fuente: PEMEX. Cifras estimadas.
• Este campo ya está produciendo 3,900 barriles diarios• Para diciembre se estima la producción alcance un nivel de 14,000 bd
2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.42
Pronóstico de producción de los 22 desarrollos iniciados este año
Fuente: PEMEX. Cifras estimadas.
Aceite
Gas
2019 2020 2021 2022 2023 2024
320
908
267
70
303255
203
611
124
861743
612
• Se estima que este conjunto de nuevos desarrollos, alcance unnivel de producción de 70,000 bd en el mes de diciembre de esteaño
2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.43
Pronóstico de producción considerando el desarrollo futuro de la componente exploratoria
Fuente: PEMEX. Cifras estimadas.
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct
72
340417
752 751 1,151
2019 (20 nuevos campos)
2020-24 (148 nuevos campos)
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct
2019 2020 2021 2022 2023 2024
128
8121,156
1,720 1,706
2,720
2019 (20 nuevos campos)
2020-24 (148 nuevos campos)
Otros operadores
Aceite(Mbd)
Gas (MMpcd)
2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.44
Producción comprometida 2019-2024
Fuente: PEMEX. Cifras estimadas.
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
EXPLORACIÓN
REDUCCIÓN DE LA DECLINACIÓN
INCREMENTO DEL FACTOR DE RECUPERACION EN CAMPOS MADUROS
REPARACIONES
TERMINACIONES
BASE
Historia al 2018
2,560Dic-2018
1,713
Dic-2018
2,654
3,256 3,076 2,792 2,601 2,577 2,553 2,548 2,522 2,429 2,267 2,154 1,950 1,823 1,725 2,018 2,089 2,192 2,317 2,480
Producción de crudo (miles de barriles diarios)
2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.45
Impulso económico de la industria
Fuente: PEMEX. Cifras estimadas.
El desarrollo de campos estimado para los próximos años de esta administración tendránun impacto significativo en la reactivación económica de la industria
2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total
Pozos 50 80 90 87 95 89 491
Plataformas Marinas 15 13 23 14 24 19 108
Plataformas Terrestres 10 22 18 36 32 42 160
Ductos (km) 334 588 852 744 1,008 948 4,474
Acero Estructural
(ton)170,500 258,631 306,309 232,509 255,371 168,790 1,392,110
Empleos 26,900 49,162 62,395 44,905 54,001 47,188
4,377 km
WTC 60,000 Ton
23 veces
1
Plaza de toros MéxicoPromedio: 47,000 empleos/año
2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.46
Incremento estimado de reservas
Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Fuente: PEMEX. Cifras estimadas.
Valores al 1 de enero de cada año.
9,632 8,562 7,695 7,010 7,361 8,013 8,525 9,012 9,474
6,4526,567 6,529 6,606 6,165 5,967 5,778 5,518 5,198
6,139 7,0206,865 6,837 7,699 8,119 8,590 8,989 9,335
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
PROBADAS PROBABLES POSIBLES
ProyecciónHistoria
Con la intensa actividad de exploración y de desarrollo de campos se esperarevertir la tendencia declinante de las reservas probadas
2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.
Detener la tendencia decreciente en la producción y estabilizarla en 1,725 Mbd en 2019
47
1,703 1,7111,688
1,698 1,666
1,687
1,100
1,200
1,300
1,400
1,500
1,600
1,700
1,800
1,900
2,000
Jan-19 Feb-19 Mar-19 Apr-19 May-19 Jun-19
Cierre por malas condicionesClimatológicas (altos inventarios)
Producción20-May-19
1,677
1 Cifras preliminares de mayo.
1
Cambio de horario
1 de enero – 31 de mayo 2019Miles de barriles diarios
2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.
Reducción significativa de costos en los nuevos contratos de obra y servicios de exploración y producción
48
Integración vertical y horizontal de consorcios acorde con la naturaleza del proyecto: se
integraron actividades industriales proveídas con diferentes proveedores
Infraestructura
Plataformas DuctosObra
Electromecánica+ +Equipos de perforación Logística TripulaciónEMS
Perforación
+Reducción estimada
de
30%en las tarifas y
costos de los nuevos contratos
+ + +
Innovación en la estrategia de contratación
Transparencia y honestidad
Reducción de costos
2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.49
Las eficiencias en procesos de contratación de servicios generaron ahorros iniciales sustanciales
Concepto
Ahorros en los nuevos contratos asignados1
MXN millones USD millones
Infraestructura 2,379 119
Pozos marinos 6,066 303
Pozos terrestres 7,162 358
Total 15,607 780
1 Cifras estimadas al 18 de marzo de 2019.Nota: Tipo de cambio de MXN 20 por USD.
Un proceso competitivo y transparente permite el desarrollo de mayores trabajos de infraestructura con el mismo presupuesto
2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.
En abril, PEMEX lanzó un nuevo esquema de inversión: Contratos de Servicios Integrales de Exploración y Extracción (CSIEE)
50
▪ Diseñados para incentivar la participación del sector privado en recuperación secundaria y terciaria en campos maduros para explotar las sustanciales reservas disponibles
▪ PEMEX mantiene la titularidad de la asignación y continua como operador
▪ El plazo máximo del contrato puede variar entre 15 y 25 años
▪ La remuneración al contratista se realiza a través de una tarifa en dólares por unidad de hidrocarburo producido
▪ El prestador de servicios realiza las actividades pactadas en el contrato aportando el 100% de la inversión de capital (CapEx) y del gasto de operación (OpEx)
▪ Se consideran diversos aspectos para hacer viables los proyectos (mejora en el régimen fiscal, cuentas segregadas, tarifas variables en función del precio de los hidrocarburos y recuperación de costos en componentes de mayor riesgo)
Principales características
2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.
Los contratos de servicios incentivados (CSIEE)1 utilizan tarifas escalonadas en función de la probabilidad de reservas para incentivar su explotación
51
FD: Se refiere a las diferentes fases en el desarrollo del proyecto
Perfil de producción para el cálculo de tarifasMbd
FD2
FD3
FD4
FD1
Tiempo, años
Producción base
Exploración /Recuperación
Secundariao mejorada
Perfil de referencia
Incrementaladicional (reserva
posible, y/o bloques
adyacentes)
A mayor producción incremental, mayor tarifa pagada
T1 T2T3
T4
USD/barril
Compartir riesgos con terceros promueve la optimización de la explotación y el aumento en la producción
1 Contratos de Servicios Integrales de Exploración y Extracción (CSIEE).2 T: tarifa.
2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.
52
5. TransformaciónIndustrial
2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.53
Transformación: Sistema Nacional de Refinación
RefineríaAño en que
inició operaciones
Cadereyta 1979Madero 1914Minatitlán 1956Salamanca 1950Salina Cruz 1979Tula 1977
Salamanca
Tula
Salina Cruz
• El Sistema Nacional de Refinación de PEMEX (SNR) consiste en seisrefinerías con capacidad de destilación atmosférica de 1,640 Mbd. Debido aproblemas operativos en 2018, el SNR operó por debajo del 40% de sucapacidad
• A nivel mundial, la utilización promedio de la capacidad de refinacióninstalada es del 80%
Minatitlán
Cadereyta
Madero
Reconfigurada
2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.
Plan de mantenimiento del SNR
54
Cadereyta• Planta de hidrógeno• Catalítica 1• Hidro-desulfuradora de
destilados intermedios (U-700-2)
Salamanca• Hidro-desulfuradora de gasolina
(HDS-3)• MTBE
Salina Cruz• Hidro-desulfuradora de gasolina
(U-400-2)• Reformadora de gasolina (U-
500-2)• Hidro-desulfuradora de
destilados intermedios (U-700-2)
Tula• Catalítica 1• Hidro-desulfuradora de
residuales
Mantenimiento 2T(en proceso)
Cadereyta• Planta Catalítica 2• Alquilación 2
Salamanca• Hidro-desulfuradora de gasolina
(planta HDS-2)
Salina Cruz• Planta primaria 1• Planta catalítica 1
Tula• Hidro-desulfuradora de gasolina
(U-400-2)
Mantenimiento 1T (completado)
El plan de mantenimiento
incluye:
• Equipo de plantas de proceso
• Equipo de servicios auxiliares
• Tanques de almacenamiento
• Soporte a las líneas de
proceso para todas las
refinerías
En el primer trimestre de 2019, PEMEX ha realizado un programa de mantenimiento delSistema Nacional de Refinación, del cual se espera obtener una producción de 402 Mbd
Mantenimiento 3T-4T (por completarse)
2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.
55
6. Estado de resultados y desempeño financiero
2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.56
EBITDA: Flujo de Efectivo estable
PEMEX ha generado un sólido y estable flujo de efectivo, resultando en un crecimientodel EBITDA
Fuente: PEMEX
22.0
14.3
23.4
27.7 26.9
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0
5
10
15
20
25
30
2015 2016 2017 2018 As of2019Q1
EBITDAUSD MMMXN MM
461.7
545.0 522.0
Al1T2019
33%
28%
33%
28%
Precio de la Mezcla Mexicana (USD/b)
EBITDA
32%
296.5
377.9
Margen sobre EBITDA
2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.
-64,965
-14,386
-622
13,7694,239
Balance Financiero 2019*Cifras en millones de pesos
*Cifras preliminares de cierre con corte al 3 de junio de 2019.
enero febrero marzo abril
Respecto del reporte anterior,
para abril mejora el balance en +501 mdp
El cierre preliminar de mayo es un
balance positivo de 4,239 mdp, con lo cual lograríamos
dos meses consecutivos con balance positivo
Reafirmamos nuestro estimado
de lograr un II Trimestre con
balance positivo
mayoestimado*
En enero se pagó un monto elevado de
adeudos de la administración anterior
57
2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.58
Perfil de amortizaciones
2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 →
Perfil de amortizaciones al 31 de Marzo de 2019*
*No incluye líneas de crédito revolventes o intereses devengados
Composición de la deudapor moneda (al 31 Marzo 2019)1,2
Nota: Cifras para el cálculo de porcentajes han sido redondeadas1 Composición por moneda: los porcentajes no incluyen intereses devengados. El rubro Otros incluye deuda denominada en GBP y CHF2 Endeudamiento denominado en monedas distintas a dólares fue convertida a Pesos para propósitos contables al tipo de cambio establecido por Banco de México y después reconvertido a Dólares al tipo de cambio de MXN$19.3793 = US$1.00Fuente: estados financieros consolidados publicados por PEMEX elaborados de acuerdo con IFRS
81.4%
18.6%
Fixed FloatingFijo Flotante
Composición de la deudapor tasa (al 31 Marzo 2019)1,2
Composición de la deudapor vencimiento (al 31 Marzo 2019)1,2
86.4%
13.6%
Long-term Short-termCorto plazoLargo plazo
83.2%13.2%
3.1%
0.5% 0.1%
USD MXN EUR JPY OthersOtros
• Al 31 de Marzo de 2019, la deuda consolidada de PEMEX bajo IFRS era de 106.5 milesde millones de dólares