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Presentación a Inversionistas
Agosto 2018
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 2017, el tipo de cambio utilizado es de MXN 19.7867 = 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
2
1Panorama de PEMEX
2Exploración y Producción
3Transformación Industrial y Logística
4Desempeño Financiero
PEMEX: empresa integrada
3
• Producción total de
hidrocarburos 2,609
Mbpce2
• 7,756 pozos en
operación2
• 256 plataformas en
operación3
• 6 refinerías en México con
capacidad total de 1,627 Mbd
• 1 refinería en asociación con
Shell en Deer Park, Texas
(340 Mbd)
• Proceso de crudo 704 Mbd2
• 9 centros procesadores de
gas (5,912 MMpcd)
• 2 complejos petroquímicos
(1,734 Ta)
• MXN 1.4 billones (trillion) de
ingresos anuales3
• Exportaciones MXN 508
mil millones
• Ventas nacionales MXN
877 mil millones
• Exportación de crudo: 1,174
Mbd3
• 10,782 estaciones de servicio de
la franquicia PEMEX más 1,321
gasolineras suministradas por
PEMEX 2
Exploración y
Producción
8° productor de crudo1
Transformación
16° compañía
de refinación1
Comercialización
4o exportador de crudo
a Estados Unidos
Transporte y
distribución
Infraestructura
estratégica
• Infraestructura
estratégica de logística:
17,000 km de ductos
• 74 terminales de
almacenamiento y
distribución
• 16 terminales marítimas
• 10 terminales de gas
licuado
• 1,485 auto tanques
• 17 barcos
• 511 carro tanques
• 56 estaciones de
bombeo y compresión
1. Fuente: Petroleum Intelligence Weekly, Lista de las 50 mayores compañías de petróleo en el mundo, noviembre 2017
2. Al 30 de junio de 2018
3. Al 31 de diciembre de 2017
• PEMEX tiene el derecho de explotar aproximadamente el 90% de las reservas probadas
de México
Reservas de PEMEX
4
Cuenca
Reservas1Recursos
Prospectivos2
1P
(90%)
2P
(50%)
3P
(10%)Conv. No Conv.
Sureste 6.4 10.1 13.4 11.6
Tampico
Misantla0.9 3.3 6.0 3.3
Burgos 0.2 0.3 0.4 1.5
Veracruz 0.2 0.3 0.5 0.6
Sabinas 0.0 0.0 0.0 0.4
Aguas
profundas0.1 0.2 0.8 6.0
Total PEMEX 7.7 14.2 21.1 18.2 5.2
MMMbpce (miles de millones de bpce)
Proyectos
de
exploración
Proyectos de
explotación y
desarrollo
Petróleo y Gas
Gas
Veracruz
Tampico-
Misantla
BurgosSabinas
Golfo de México
Exploración en
aguas profudas
Plataforma
de Yucatán
Sureste
1. Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2018. Las reservas han sido certificadas por la Comisión Nacional de Hidrocarburos
2. Recursos prospectivos asignados a PEMEX en la Ronda Cero
Avances y logros operativos (1/2)
1. Por segundo año consecutivo se alcanzó la meta de producción anual:
1,948 Mbd
2. Exitosa instrumentación de las herramientas proporcionadas por la Reforma
Energética:
Alianza con Air Liquide para el suministro de hidrógeno en la refinería de Tula
Migración sin socio del campo de aguas someras Ek-Balam
Asociaciones con Deutsche Erdoel y Ecopetrol para dos campos incluidos en
la Ronda 2.1 de la CNH
Primera fase de la temporada abierta de Pemex Logística
Desinversión de participación en el gasoducto Los Ramones II Norte
Instalación de la torre fraccionadora en la refinería de Tula
Firma de la primera migración a un Contrato de Exploración y Extracción
(Santuario y El Golpe)
Primeros farm-outs terrestres: Ogarrio y Cárdenas-Mora
1
2
2017
5
Avances y logros operativos (2/2)
3. Descubrimiento del mayor yacimiento
terrestre en los últimos 15 años: Ixachi
4. Abasto suficiente de combustibles a
pesar de huracanes y sismos
5. Incremento en aprovechamiento de gas
de 91% a 96%
6. Implementación de una estrategia
comercial enfocada en los mercados
más rentables
7. PEMEX ganó 4 y 7 bloques en las
Rondas 2.4 y 3.1, respectivamente
8. Migración de los campos Misión, Olmos
y Ébano
9. Desinversión de participación en
Petroquímica Mexicana de Vinilo
10. Asignación de capacidad de distribución
y almacenamiento no utilizada
3
2017
2018
6
4
5
6
7
8
9
10
Aspectos clave 2T18
• Producción de crudo promedió 1,866
Mbd
• Aprovechamiento de gas natural
incrementó de 95.9% a 96.7%
• Ventas totales incrementaron 36%,
principalmente por recuperación de
precios de crudo
• Reversión de deterioro por MXN 23.3
mil millones
• Gastos de administración, distribución,
transportación y venta se mantienen
estables
• Rendimiento de operación registra
MXN 119.9 mil millones
• EBITDA acumulado registra MXN 288.5
mil millones7
Contenido
8
1Panorama de PEMEX
2Exploración y Producción
3Transformación Industrial y Logística
4Desempeño Financiero
Situación actual y retos
9
0
50
100
150
200
250
300
350
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
MXN MMMbd
Otros campos Ku-Maloob-Zaap Cantarell Total de hidrocarburos (Mbpced) Inversión E&P
Producción de Hidrocarburos
2
-42%
+42%1
1. Incluye Ku-Maloob-Zaap y otros activos
2. Incluye mantenimiento no capitalizable
• PEMEX se mantiene como un jugador clave en la industria de petróleo y gas
• La producción total en 2017 promedió 2,700 Mbpce
Plan de Negocios2
,60
1
2,5
77
2,5
33
2,5
48
2,5
22
2,4
29
2,2
67
2,1
54
1,9
48
1,9
51
1,9
82
2,0
17
2,1
41
195
257
267
316
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Producción de Petróleo Crudo1
Mbd
EscenarioMejorado (Plande Negocios)
Producción dePEMEX
• Enfocado en asignaciones
rentables después del pago
de impuestos
• Programa intensivo de farm-outs
• Plan de Negocios actualizado incluirá nuevos contratos de
servicio
• Desarrollo de campos rentables para el Estado y que bajo
condiciones fiscales similares a las del sector privado sean
rentables para PEMEX después de pagar impuestos
• PEMEX y el Gobierno Federal se beneficiarán del incremento en
la producción por medio de farm-outs
Escenario del Plan de Negocios Escenario Mejorado
101. Incluye la producción de PEMEX como se establece en el Plan de Negocios publicado en noviembre de 2016, de acuerdo con los estimados enviados
a la SHCP en septiembre de 2017
• El Plan de Negocios proyecta un crecimiento en la producción e inversión a través
de distintos tipos de alianzas, con la rentabilidad como eje rector
Estructura competitiva de costos
7.9 8.2 6.7 5.57.7
2.72.3
3.2
2013 2014 2015 2016 2017Costo de producción antes de impuestos Impuestos y Derechos
Costos de Producción1
(USD / bpce)9.4
7.8
1111
10.9
5.2 5.67.1
8.510.1 10.6 10.9 11.0 11.3 11.4
Comparativo de Costos de Producción 20172
(USD / bpce)
1. Valores nominales. Fuente: Forma 20-F (2010-2017)
2. Fuente: Forma 20-F de cada empresa y Wood Mackenzie Exploration Service, Wood Mackenzie Consulting
• La estrategia de explotación enfocada a aguas someras ha permitido que PEMEX
mantenga costos de producción competitivos, en comparación con compañías similares
Nuevas Fronteras de Producción
Infraestructura en Aguas Profundas1 Potencial de Esquisto2
12
Olmos
Lewis
Energy
Cuencas
Áreas prospectivas
Golfo de
México
E.E.U.U.
México
1. Fuente: National Geographic
2. Fuente: CNH con información de North Dakota Department of Mineral Resources, Oklahoma Geological Survey, Texas Railroad Commission, Bureau
of Ocean Energy Management, Oil & Gas Journal
• Fronteras complejas de producción deben ser exploradas mediante asociaciones para
compartir inversiones y riesgo, así como fomentar el intercambio de tecnología y
conocimiento
• México cuenta con recursos no convencionales significativos
México
Golfo de
MéxicoE.E.U.U.
Participación en las Rondas de la CNH
Áreas
Cinturón
Plegado
Perdido
Bloque 3
Tampico
Misantla
Bloque 2
Cuencas del
Sureste
Bloque 8
Área
Perdido
Bloque 2
Área
Perdido
Bloque 5
Cordilleras
Mexicanas
Bloque 18
Cuenca
Salina
Bloque 22
Socio(s)Chevron e
INPEX
Deutsche
Erdoel AG Ecopetrol Shell - -
Chevron e
INPEX
Operador /
Participación
PEP
Chevron /
33.3%PEP/ 50% PEP / 50%
Shell /
50%
PEP
/100%PEP / 100%
Chevron /
27.5%
Recursos
Prospectivos
(MMbpce)
2,7981 6811 4131 76 252 412 101
Tipo de
hidrocarburo
Crudo
ligero
Crudo
ligero y
gas seco
Crudo ligeroCrudo
ligero
Crudo
ligero
Gas húmedo
y seco
Crudo
pesado
Tipo de
campo
Aguas
profundas
Aguas
someras
Aguas
someras
Aguas
profundas
Aguas
profundas
Aguas
profundas
Aguas
profundas
Fecha de
licitaciónDic 2016 Jun 2017 Ene 2018
Ronda 2.4
2016 2017 2018
13Ronda 2.1Ronda 1.41. P10 Recursos prospectivos, PEMEX Base de Datos de Oportunidades de Exploración, BDOE 2014
Destacada participación en la Ronda 3.1
14
Áreas
Tampico-
Misantla-
Veracruz
Tampico-
Misantla-
Veracruz
Tampico-
Misantla-
Veracruz
Cuencas del
Sureste
Cuencas del
Sureste
Cuencas del
Sureste
Cuencas del
Sureste
Bloque 16 Bloque 17 Bloque 18 Bloque 29 Bloque 32 Bloque 33 Bloque 35
Socio(s)DEA y
CEP2 DEA y CEP CEP - Total Total Shell
Operador /
Participación
PEP
DEA / 40% DEA / 40% PEP / 80% PEP / 100% Total / 50% Total / 50% Shell / 50%
Recursos
Prospectivos1
(MMbpce)
372 279 643 0 519 253 82
Tipo de
hidrocarburo
Crudo
ligero y
gas seco
Crudo ligero Crudo ligero Crudo ligero
Crudo
pesado y gas
seco
Crudo extra
ligero
Crudo extra
pesado
Tipo de
campoAguas someras
Fecha de
licitaciónMarzo 2018
1. P10 Recursos prospectivos, PEMEX Base de Datos de Oportunidades de Exploración, BDOE 2014
2. DEA: Deutsche Erdoel AG; CEP: Compañía Española de Petróleos
Farm-outs
Áreas TrionCárdenas-
MoraOgarrio 7 áreas
Nobilis-
MaximinoAyín-Batsil
Socio BHP Billiton Cheiron1 Deutsche
ErdoelPor definir
Serán parte de otra
licitación
Operador / Participación
PEPBHP / 40%
Cheiron /
50%DEA / 50% Por definir Por definir
Reserves 3P2 (MMbpce) 0 71 43 405 1,4283 4663
Producción4Aceite (Mbd)
N.A.5.6 7.0
45.9 N.A.Gas (MMpcd) 18.5 25.5
Inversión esperada
(USD millones)7,4245 1,4646 5686 Por definir Por definir
Tipo de hidrocarburo Crudo ligeroCrudo ligero y
extraligero
Crudo ligero y
gas húmedoVarios tipos Crudo ligero Crudo pesado
Tipo de campoAguas
profundasTerrestre Terrestre Terrestre
Aguas
profundas
Aguas
someras
Fecha de licitación Dic 2016 Sep 2017 Feb 2019 Por definir
2016 2017
15
2019
1. A través de la empresa Petrolera Cárdenas Mora, S. de R. L. de C.V.
2. Al 1 de enero de 2018
3. Fuente: CNH. P10 Recursos prospectivos
4. Producción promedio 2017
5. Fuente: Comunicado de prensa 5 de diciembre de 2016
(https://rondasmexico.gob.mx)
6. Fuente: Caso de negocio
Por definir
Migración de contratos
Áreas Ek-Balam1 Santuario
y El Golpe Misión Ébano
Tipo de proyectoProducción
compartida
Producción
compartida
Producción
compartidaProducción compartida
Socio(s) N.A. PetrofacTecpetrol y Grupo
R2
D&S Petroleum y DS
Servicios Petroleros
Operador / Participación PEP PEP / 100% Petrofac / 64% SMB / 51%DS Servicios
Petroleros / 45%
Reserves 3P4 (Mmbpce) 486 84 73 59.2
Producción5Aceite (Mbd) 32.2 5.9 --- 7.6
Gas (MMpcd) 5.7 4.9 63.6 0.7
Inversión esperada
(USD millones)6,6026 1,5657 5397 6697
Tipo de hidrocarburo Crudo pesadoCrudo ligero y gas
asociado
Gas no asociado y
condensados
Crudo pesado y gas
asociado
Tipo de campo Aguas someras Terrestre Terrestre Terrestre
Firma del contrato May 2017 Dic 2017 Mar 2018 Ago 2018
16
2017 2018
1. Migración sin socio
2. A través de Servicios Múltiples de Burgos, S.A. de C.V. (SMB)
3. Contratos Integrales de Exploración y Producción
4. Al 1 de enero de 2018
5. Producción promedio en 2017
6. Fuente: Plan de desarrollo
7. Fuente: Caso de negocio
PEMEX lidera en las rondas de CNH
17
6
11
5
3
4
1
2
9
1
3
3
8
9
5
0 3 6 9 12 15
Eni
Sun God
REPSOL
TOTAL
PETRONAS
Shell
JAGUAR
PEMEX
Terrestres Aguas someras Aguas profundas
9
7
6
6
6
PEMEX ganó el
20% de los 70
bloques licitados
14
11
11
Fuente: CNH y PEMEX
• 14 contratos en las nueve rondas: 11 como parte de un consorcio y 3 de forma individual
• Alianzas con 7 empresas internacionales de siete países
Contenido
18
1Panorama de PEMEX
2Exploración y Producción
3 Transformación Industrial y Logística
4Desempeño Financiero
Estrategia del Plan de Negocios
1919
Escenario del Plan de Negocios
Pemex Transformación Industrial
• Asociaciones para la operación de servicios
auxiliares y reconfiguración de refinerías
• Disciplina y confiabilidad en la operación
• Atención oportuna a los factores de riesgo
• Eficiencia en costos y reconocimiento gradual
de costos de oportunidad en precios de
transporte y distribución
• Custodia de ductos
• Mercado ilícito
Pemex Logística
• Temporada Abierta
• Prioridad a las líneas de
negocio rentables
Infraestructura1
Capacidad
6 refinerías en México y
una en E.E.U.U.1,967 Mbpd2
9 centros procesadores de
gas5,912 MMpcd3
2 complejos
petroquímicos1,734 Tpa4
1. De Pemex Transformación Industrial
2. Capacidad en México es 1,627 Mbd, la capacidad en Deer Park es 340 Mbd.
3. Millones de pies cúbicos por día
4. Toneladas por año
• La estrategia en midstream y downstream es incrementar la inversión a través de las
herramientas provistas por la Reforma Energética para incrementar la producción de
petrolíferos y los márgenes de rentabilidad
Desempeño en las Ventas Domésticas
8%
50%
4%
24%
6%
4% 1% 3%
Gas seco Gasolinas
Combustóleo Diésel
LPG Turbosina
Otros Productos petroquímicos
Distribución de las ventas
2017
2 3
1. Incluye gas seco, combustóleo, LPG, turbosina, productos petroquímicos y otros
2. Incluye propileno refinación, asfaltos, disminución por mermas, azufre, hexano, solvente L y otros
3. Incluye productos de Pemex Fertilizantes, Pemex Etileno y Pemex Fertinal
• En 2017 las ventas de gasolinas y diésel crecieron en 32% y 53%, respectivamente
355 336443
163137
210
228
197
224746
670
877
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
2015 2016 2017
Ingresos por ventas en MéxicoMXN miles de millones
Gasolinas Diesel Varios1
21
• Fortalecimiento de la cultura de servicio y
mejora en atención al cliente
• Desarrollo e implementación de una oferta de
valor por cliente y tipo de producto
• Intensificación de participación en mercados
con mayor rentabilidad
• Relanzamiento del modelo de franquicia:
Nuevos esquemas comerciales y productos
Programas de lealtad para clientes
Entrenamiento a franquiciatarios
Uso de aditivos para mejorar la calidad de
las gasolinas PEMEX
Estrategias
Optimizar abasto y maximizar captura de márgenes comerciales
Satisfacción
al cliente
Participación de mercado
Margen comercial
99
90
90
70
60
3
2
Francia
E.E.U.U.
China
Japón
Sudáfrica
India
México
Logística: Oportunidades de almacenamiento y distribución de combustibles
Número de días de almacenamiento
de gasolina por país1
2016
Ductos en E.E.U.U.2 y en México3
2016
22221. Fuente: Strategy, PwC 2017
2. Fuente: Pipeline 101, Where Are Liquids Pipelines Located?
3. Fuente: EIA 2017
• México requiere mayor capacidad de almacenamiento y distribución de combustibles
• E.U.A. tiene una estructura 27 veces mayor de abastecimiento de combustible y 45
veces más terminales de almacenamiento
Oportunidades de participación en logística
23
Se subastó el 20% de la
capacidad en Baja
California Norte y
Sonora. El ganador fue
Andeavor (Tesoro)1
Temporada abierta: Pemex
Logística ofrece su capacidad de
almacenamiento y distribución no
utilizada a otras empresas, lo cual
generará ingresos adicionales
Capacidad asignada
Se asignará próximamente
1. Con tarifas 10% superiores a las mínimas establecidas en la subasta
• El mercado de combustibles está en transición hacia un entorno de competencia abierta,
en el que el precio se determina por oferta y demanda.
• Desde el 30 de noviembre de 2017, el precio de las gasolinas y el diésel se liberalizó
Contenido
24
1Panorama de PEMEX
2Exploración y Producción
3Transformación Industrial y Logística
4Desempeño Financiero
Desempeño Financiero 2017
223.4194.8
231.6
72.4
0
50
100
150
200
250
2014 2015 2016 2017
Endeudamiento Neto MXN miles de millones
25
• Cumplimiento de la meta de balance financiero (MXN -94 mil millones)
• Fortalecimiento de flujos operativos
• Mejora en régimen fiscal para campos no rentables después de impuestos. Impacto
positivo de MXN 7.8 mil millones
• Programa de coberturas petroleras para proteger el balance financiero ante caídas en el
precio de los hidrocarburos
• Liquidez asegurada: ≈USD 8 mil millones1 en líneas de crédito revolventes comprometidas
• El endeudamiento neto para 2017
fue menor que el déficit del balance
financiero
• La meta para 2018 es acotar el
endeudamiento neto al déficit
financiero (MXN 79.4 mil millones)
en línea con el Plan de Negocios
1. USD 6.7 mil millones y MXN 23.5 mil millones. MXN / USD = 18.4
• Disminución del ritmo de endeudamiento neto en 69% en comparación con 2016, debido
a la estabilidad en la generación de flujo
Rendimiento de Operación
26
727.6
615.5
(154.4)
424.4
104.7
-250
-50
150
350
550
750
950
2013 2014 2015 2016 2017
Rendimiento de OperaciónMXN miles de millones
753.2
638.1
323.6
93.0
256.2
0
150
300
450
600
750
900
2013 2014 2015 2016 2017
Rendimiento de Operación sin DeterioroMXN miles de millones
• El rendimiento de operación bajo las reglas IFRS refleja el deterioro de activos
Generación de Flujo Estable
27
Pre
cio
de
la
Me
zc
la d
e M
ex
ican
a
US
D/b
EBITDAPrecio de la Mezcla
Mexicana de PetróleoMargen EBITDA
Precio de la Mezcla
Mexicana de Petróleo
Pre
cio
de la M
ezcla
de M
exic
an
a
US
D/b
378
297
462
43.1
35.6
46.7
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0
100
200
300
400
500
2015 2016 2017
EBITDAMXN mil millones
32%
28%
33%
43.1
35.6
46.7
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
20%
30%
40%
2015 2016 2017
EBITDA / Ventas Totales
1. EBITDA: Al rendimiento de operación se le suma el costo neto del periodo de beneficios a empleados (sin incluir servicio médico, pago de pensiones y
prima de antigüedad), la depreciación, amortización y el deterioro de pozos, ductos, propiedades, plantas y equipo.
• Durante 2017 la generación de flujo de PEMEX se mantuvo sólida y estable, lo que
resultó en un incremento de 56% en el EBITDA1
Acceso a los mercados financieros
28
• Febrero 2017 – Emisión de EUR 4.25 mil millones en tres tramos:- EUR 1.75 mil millones a 2.50% con vencimiento en agosto 2021
- EUR 1.25 mil millones a 3.75% con vencimiento en febrero 2024
- EUR 1.25 mil millones a 4.87% con vencimiento en febrero 2028
• Julio 2017 – transacción de manejo de pasivos:- Reapertura de dos bonos de referencia con vencimiento a 10 y 30 años a 5.75% y 6.90%, respectivamente.
Tres veces sobre suscrita
- Recompra de bonos por un total de USD 1,739 millones con vencimiento en 2018 y 2019, para mejorar el perfil
de amortizaciones e incrementar la duración promedio de la deuda
• Noviembre 2017:- Emisión de GBP 450 millones a 3.75% con vencimiento en 2025
2017
2018
• Febrero 2018 – Emisión de USD 4 mil millones con componente de manejo de pasivos:
- Emisión de USD 2.5 mil millones a 5.35% con vencimiento en 2028 y USD 1.5 mil millones a 6.35% con
vencimiento en 2048
- Recompra de bonos por un total de USD 2 mil millones con vencimiento en 2019 y 2020
- Intercambio de bonos con vencimiento en 2044 y 2046 por un bono nuevo a 30 años por USD 1.8 mil millones
• Mayo 2018:
- Emisión de CHF 365 millones a 1.75% con vencimiento en 2023
- Emisión de EUR 3.15 mil millones en cuatro tramos con una transacción de manejo de pasivos:
EUR 600 millones a 2.50% con vencimiento en noviembre 2022
EUR 650 millones a 3 meses EUR LIBOR + 2.40% con vencimiento en agosto 2023
EUR 650 millones a 3.625% con vencimiento en noviembre 2025
EUR 1,250 millones a 4.75% con vencimiento en febrero 2029
Recompra de bonos por un total de EUR 406.4 millones con vencimiento en 2019
29
Estructura Diversificada de la Deuda
Por Moneda Por Tasa de Interés Por InstrumentoPor Exposición a
Divisas
66%
17%
3%
1% 2%
10%
1%
Dólares
Euros
UDIs
Libras Esterlinas
Yenes
Pesos
Francos Suizos
86%
14%
Fija Variable
78%
10%
3%
4% 3% 0%2%
Bonos Internacionales
Cebures
ECAs
Deuda Bancaria Internacional
Deuda Bancaria Doméstica
Crédito Revolvente
Otros
86%
1% 1%
12%
Dólares
Yenes
UDIs
Pesos
Nota: Información al 30 de junio de 2018. Las sumas pueden no dar el total debido a redondeos.
• La estrategia de portafolio de PEMEX ha priorizado el desarrollo de nuevas fuentes de
financiamiento para diversificar su base de inversionistas y monedas
Las calificadoras reconocen la importancia estratégica de PEMEX para la economía mexicana
30
Proveedor
clave de
energía
Fuerte vínculo con
el gobierno de
México y relevante
contribuyente
fiscal
Finanzas
estables
Expectativa de
mejora en la
rentabilidad
Agencia
calificadoraÚltima revisión Escala global Perspectiva
Escala
nacional
Fitch Junio 2018 BBB+ Estable AAA(mex)
S&P Agosto 2017 BBB+ Estable mxAAA
Moody’s Abril 2018 Baa3 Estable Aa3.mx
R&I Abril 2018 BBB+ Estable N.A.
HR Ratings Septiembre 2017 HR A- (G) Estable HR AAA
Fuente: PEMEX. Los reportes de calificación están disponibles en http://www.pemex.com/ri/Deuda/Paginas/CalificacionCrediticia.aspx
• Las revisiones de la calificación de PEMEX en 2017 destacan:
Conclusiones
31
Resultados sobresalientes de PEMEX en las rondas de la CNH:
• Portafolio creciente de socios que permite adoptar las mejores prácticas internacionales en
la industria
• Empresa con la mayor cantidad de contratos ganados: 14; 9 en aguas someras y 5 en
aguas profundas
• Asociaciones con las principales compañías petroleras: Chevron, Shell, Total, INPEX,
Deutsche Erdoel, Ecopetrol y Compañía Española de Petróleos
• PEMEX es reconocido como un socio valioso y confiable para invertir en el sector
energético mexicano
Aspectos destacados de PEMEX en 2017
• La meta anual de producción de crudo se alcanzó por segundo año consecutivo
• Meta de balance financiero presupuestal alcanzada (MXN -94 mil millones)
• Disminución del endeudamiento neto: MXN 72 mil millones
• Sólida base financiera y acceso garantizado de liquidez
• Cobertura de los precios de petróleo para garantizar estabilidad del presupuesto
• Acceso renovado a los mercados financieros y administración activa de la deuda
• Aumento de 75% en las reservas 3P, comparado con 2016
• Implementación exitosa de farm-outs y asociaciones
• Rentabilidad como eje rector
• Rápida adaptación al nuevo ambiente de competencia
