resultados al tercer trimestre de 2021

Resultados al tercer trimestre de 2021

1. Aspectos Destacados 3T 21

www.pemex.com 1 / 36

2021. D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.

Ciudad de México a 28 de octubre de 2021.

Por cuarto trimestre consecutivo crece la producción de petróleo y se ubica en 1 millón 752 mil barriles diarios (Mdb) sin incluir a los socios. Este crecimiento respecto del mismo periodo del año anterior representa 5.0%. El proceso de crudo en las refinerías se ubicó en 695 Mbd. Durante el periodo enero-septiembre PEMEX entregó al Gobierno Federal 242,622 millones de pesos por concepto de DUC y DEXTH es decir, 79,300 millones adicionales respecto al mismo periodo del año 2020. En el tercer trimestre PEMEX logra un margen EBITDA de 34%, uno de los márgenes de ganancia más elevados de la industria petrolera internacional. Asimismo, registra uno de los gastos de operación más bajos de la industria con un porcentaje de 62% respecto del total de ventas del periodo. El ahorro en pasajes, viáticos, comunicación social y otras partidas de austeridad asciende ya a 14,425 millones de pesos. Por la disminución del robo de combustible el Estado acumula un ahorro 143,383 millones de pesos. En el tercer trimestre se registró el efecto negativo que causó la ligera devaluación del peso en la segunda quincena del pasado mes de septiembre, sobre la valuación de los saldos de la deuda externa de PEMEX y que origina un resultado negativo en los registros contables de la empresa. La pérdida cambiaria del tercer trimestre de 2021 para PEMEX fue de 47 mil millones de pesos. Esta pérdida cambiaria es un concepto que no genera flujo de efectivo en su mayoría y representa fundamentalmente una valuación del saldo de la deuda de PEMEX en moneda extranjera y genera el 62.3% de la pérdida contable reportada en el periodo. El resto de la pérdida es explicada por el pago de impuestos. Es relevante señalar que la pérdida neta de PEMEX en este trimestre no fue generada por factores operativos ni factores de ingresos o costos de la empresa.

Relación con Inversionistas

[email protected] Tel (52 55) 9126 2940 www.pemex.com/ri

Producción de crudo y condensados

1,752 Mbd

Producción de gas natural 3,690 MMpcd

Proceso de Crudo 695 Mbd

EBITDA MXN 128.2 mil millones

Calificación Crediticia de Largo Plazo en Moneda Extranjera

Agencia Calificación Perspectiva

S&P BBB Negativa

Moody’s Ba3 Negativa

HR Ratings BBB+ Negativa

PEMEX se refiere a Petróleos Mexicanos, sus Empresas Productivas Subsidiarias, sus Empresas Filiales, sus Organismos Subsidiarios y sus Compañías Subsidiarias. Nota: Del 1 de julio al 30 de septiembre de 2021. PEMEX exhorta al lector a analizar este reporte acompañado de la información incluida en los anexos, al igual que en la versión estenográfica de la conferencia telefónica de resultados, que se llevará a cabo el 28 de octubre de 2021. Los anexos, versiones estenográficas y documentos relevantes pueden descargarse en www.pemex.com/ri.

http://www.pemex.com/

http://www.pemex.com/ri

1. Aspectos Destacados 3T 21



Información financiera seleccionada (MXN millones)

3T20 3T21

Ventas 239,031 384,710

Costo de ventas 189,045 268,452

Deterioro (reversa) (8,186) (6,050)

Rendimiento bruto 58,172 122,307

Gastos de administración y gastos de distribución 36,188 40,717

Rendimiento de operación 24,509 85,843

Costo financiero, rendimiento instrumentos derivados y otros 17,466 40,619

Utilidad (pérdida) cambiaria 36,194 (47,004)

Impuestos, derechos y otros 41,826 75,464

Rendimiento (Pérdida), neto 1,411 (77,244)


2. Resumen Financiero 3T 21



Ingresos

Durante el 3T21, las ventas totales incrementaron 60.9% en comparación con el 3T20, debido principalmente a un incremento de 57.8% en las ventas nacionales y 64.5% en las ventas de exportación. Las variables más importantes que explican esta situación son la recuperación de los precios a nivel mundial y en menor medida los volúmenes vendidos. Costo de ventas En el 3T21, el costo de ventas incrementó 42.0%, principalmente como resultado de un incremento de MXN 60.1 mil millones en compra de productos para reventa. Considerando el deterioro, el costo de ventas se incrementó en 45.1% comparado con el 3T20. En este trimestre se registró una reversa en el deterioro de activos por MXN 6.1 mil millones, comparado con una reversa de MXN 8.2 mil millones en el 3T20. Impuestos y derechos En el 3T21 el total de impuestos y derechos se incrementó en 80.4% comparado con el 3T20, debido principalmente a la recuperación de los precios. El monto generado por concepto del DUC se incrementó en 94.5% comparado con el 3T20. Resultado neto Se registró una pérdida neta de MXN 77.2 mil millones, comparada con un rendimiento neto de MXN 1.4 mil millones en el 3T20. Esto se explica principalmente por un incremento en el pago de impuestos y derechos, además de una pérdida en cambios significativa. Deuda financiera La deuda financiera total aumentó 1.6% comparada con el cierre de 2020, debido principalmente a la utilización de

financiamientos de corto plazo de manera temporal. Al 30 de septiembre de 2021, el tipo de cambio se ubicó en MXN 20.3060 por USD 1.00, por lo que la deuda financiera registró MXN 2,295.5 mil millones, o USD 113.0 mil millones Recursos financieros El grupo PEMEX cuenta con líneas de crédito sindicadas para administración de liquidez hasta por un total de USD 7,700 millones y MXN 37,000 millones. Al 30 de septiembre de 2021, se encontraban disponibles USD 301 millones de las líneas en dólares. EBITDA Partiendo del rendimiento de operación, se suma el costo neto del periodo de beneficios a empleados (sin incluir servicio médico, pago de pensiones y prima de antigüedad, dado que representan salidas de efectivo), la depreciación, amortización y el deterioro de pozos, ductos, propiedades, plantas y equipo. A partir del 4T19, se incluye también el concepto de pozos no desarrollados, dado que corresponde a instalaciones que se perforaron, pero no llegaron a la etapa de producción, por lo que no generan flujos de efectivo. El EBITDA en el 3T21 se ubicó en MXN 128.2 mil millones. Actividades de inversión presupuestal Al 30 de septiembre de 2021 se ejercieron MXN 291.2 mil millones (USD 14.5 mil millones 1 ) en actividades de inversión presupuestal, lo que representa el 82.6% de los MXN 352.6 mil millones (USD 16.0 mil millones 2 ) correspondientes a la inversión anual considerada en el presupuesto aprobado para todo el ejercicio fiscal.

1 La conversión cambiaria de MXN a USD se realizó al tipo de cambio promedio del

1 de enero al 30 de septiembre de 2021: MXN 20.1 = USD 1.00.

2 La conversión cambiaria de MXN a USD se realizó al tipo de cambio promedio

establecido en el presupuesto aprobado para 2021: MXN 22.1 = USD 1.00


3. Resumen Operativo 3T 21



Producción de hidrocarburos En el 3T21, la producción de crudo y condensados en campos (sin incluir la producción de los socios) promedió 1,740 Mbd; comparado con el 3T20 es un incremento de 82 Mbd o 4.9%, debido principalmente a la incorporación de pozos de la estrategia de campos nuevos en las Regiones Marina Suroeste, Sur y Norte, y por actividad incremental en campos como Madrefil, Teotleco, Tupilco y Sini de la Región Sur.

Por su parte, la producción de gas natural (sin incluir la producción de los socios) se incrementó en 7 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), equivalente a 0.2% comparado con el mismo periodo de 2020, pasando de 3,683 a 3,690 MMpcd.

Proceso de crudo El proceso de crudo promedió 695 Mbd, un aumento de 14.9% respecto al volumen procesado en el 3T20. Por su parte, la capacidad utilizada de destilación primaria se ubicó en 42.4%, un aumento de 5.5 puntos porcentuales comparada con el 3T20. Producción de petrolíferos Durante el 3T21, la producción de petrolíferos promedió 702 Mbd, un incremento 137 Mbd equivalente a 24.3% respecto al mismo periodo de 2020. Las refinerías de Tula, Salina Cruz y Cadereyta reportaron los mejores resultados con una mayor producción de destilados (gasolinas, diésel y turbosina) en 54 Mbd, 28 Mbd y 19 Mbd, respectivamente.

Producción de Hidrocarburos 3T 20 3T 21 Variación

Producción total (Mbpced) 2,395 2,478 3.5%

Hidrocarburos líquidos (Mbd) 1,700 1,773 4.3%

Producción de PEMEX 1,681 1,752 4.2%

Crudo y condensados 1,658 1,740 4.9%

Condensados 23 12 -47.6%

Producción de socios 19 21 7.8%

Gas natural (MMpcd) 4,916 4,709 -4.2%

Producción de PEMEX 4,826 4,635 -4.0%

Producción de socios 90 74 -17.7%

Transformación Industrial 3T 20 3T 21 Variación

Proceso de crudo (Mbd) 605 695 14.9%

Gas seco de plantas (MMpcd) 2,280 2,128 -6.7%

Líquidos del gas natural (Mbd) 209 161 -23.3%

Petrolíferos (Mbd) 565 702 24.3%

Petroquímicos (Mt) 249 364 46.4%

Margen variable de refinación (USD/b) 0.57 3.39 2.82


4. Precios 3T 21



Mezcla Mexicana de Exportación Durante el tercer trimestre de 2021, el precio promedio de la Mezcla Mexicana de Exportación fue de USD 66.69 por barril, valor 75.4% superior al que se registró durante el mismo periodo de 2020. Los precios continuaron impulsados por la recuperación de la demanda mundial de petróleo. Sin embargo, mostraron un retroceso por las restricciones a la actividad económica en Asia debido al brote de la variante Delta del COVID. Al final del trimestre, las afectaciones del huracán Ida a la producción de petróleo crudo estadounidense y las dificultades de algunos países de la OPEP+ para alcanzar su producción objetivo, incentivaron el alza de precios.

* Fuente: PEMEX, Estadísticas Petroleras (www.pemex.com).

Gasolina El precio promedio de referencia de las gasolinas durante el tercer trimestre de 2021 fue 68.9% mayor al observado durante el mismo periodo de 2020. Esto se debió al aumento de los precios del petróleo crudo y a la temporada de conducción en verano en el mercado estadounidense.

* Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos (www.eia.gov).

10

20

30

40

50

60

70

80

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Mezcla Mexicana de Exportación USD$/b

2020

2021

20

40

60

80

100


GasolinaUSD$/b

20202021



http://www.eia.gov/

4. Precios 3T 21



Diésel Durante el tercer trimestre de 2021, el precio promedio de referencia del diésel fue 74.6% mayor al observado en el mismo periodo de 2020, debido a la resiliencia de la actividad en los sectores industrial y de exportación en la mayoría de los países a nivel global. Adicionalmente, los inventarios de diésel de la OCDE continuaron con una tendencia a la baja y por debajo del rango de cinco años.

* Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos (www.eia.gov).

30

50

70

90

110


DiéselUSD$/b

20202021


http://www.eia.gov/

5. Avances Estratégicos 3T 21



PEMEX participa en la Conferencia de Tecnología Offshore PEMEX participó en la Conferencia de Tecnología Offshore (OTC por sus siglas en inglés) que se llevó a cabo del 16 al 19 de agosto de 2021 y a la cual asisten profesionales de la energía de todo el mundo. Ingenieros de PEMEX sostuvieron reuniones con empresas como BHP, Schlumberger, Mc Dermott y Halliburton para evaluar nuevas versiones de tecnología que ya utiliza la petrolera mexicana en proyectos de perforación y terminación de pozos. Este evento reúne a especialistas del sector energético para intercambiar ideas y opiniones con el fin de promover el conocimiento científico, técnico e impulsar la industria petrolera, así como los temas sobre el medio ambiente. Contrato Colectivo de Trabajo 2021-2023 El 30 de septiembre de 2021, PEMEX y el Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM) suscribieron el contrato colectivo de trabajo con un incremento al salario y prestaciones, en los siguientes términos: • Incremento al Salario del 3.40% • Incremento a prestaciones por 1.76% Se mantienen además, el clausulado y las prestaciones establecidas en el contrato colectivo.

El Contrato Colectivo de Trabajo 2021-2023, se encuentra disponible en la página de internet de PEMEX http://www.pemex.com/acerca/informes_publicaciones/Paginas/contrato_colectivo.aspx


http://www.pemex.com/acerca/informes_publicaciones/Paginas/contrato_colectivo.aspx

http://www.pemex.com/acerca/informes_publicaciones/Paginas/contrato_colectivo.aspx

6. Exploración y Producción 3T 21



Principales estadísticas de producción

Producción de hidrocarburos

La producción total de hidrocarburos durante el tercer trimestre de 2021 alcanzó un promedio de 2.478 millones de barriles de petróleo crudo equivalente diarios (MMbpced). Esto es un crecimiento de 83 mil barriles de petróleo crudo equivalente (Mbpced) con respecto al mismo trimestre de 2020. En esta sección se detalla el comportamiento de los hidrocarburos líquidos, es decir, petróleo crudo y condensados sin incluir la producción de los socios. Durante el 3T21, la producción de hidrocarburos líquidos promedió 1,740 Mbd; comparado con el 3T20 es un incremento de 82 Mbd o 4.9%, debido principalmente a la incorporación de pozos de la estrategia de campos nuevos en las Regiones Marina Suroeste, Sur y Norte, y por actividad incremental en campos como Madrefil, Teotleco, Tupilco y Sini de la Región Sur. Es importante mencionar que éste incremento se acentuó debido a que en el tercer trimestre de 2020 se cerró producción de crudo pesado por el paro de emergencia del FPSO por colisión con el buque tanque Olympic Future en julio de 2020 y por la operación parcial del FPSO provocada por contingencia sanitaria en sus instalaciones por COVID 19 en agosto 2020.

Del 1 de julio al 30 de septiembre de

2020 2021 Variación

Explotación

Total de hidrocarburos (Mbpced) 2,395 2,478 3.5% 83

Hidrocarburos líquidos (Mbd) 1,700 1,773 4.3% 73

Producción de PEMEX(1) 1,681 1,752 4.2% 71

Crudo y condensados(2) 1,658 1,740 4.9% 82

Condensados (Mbd) 23 12 -47.6% (11)

Producción de socios 19 21 7.8% 2

Gas natural (MMpcd)(3) 4,916 4,709 -4.2% (207)

Producción de PEMEX 4,826 4,635 -4.0% (191)

Producción de socios 90 74 -17.7% (16)Transformación industrial

Gas seco de plantas (MMpcd)(4) 2,280 2,128 -6.7% (152)

Líquidos del gas natural (Mbd) 209 161 -23.3% (49)

Petrolíferos (Mbd)(5) 565 702 24.3% 137Petroquímicos (Mt) 249 364 46.4% 115

(1) 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

(2) Condensados producidos en campos

(3) Incluye nitrógeno.

(4) No incluye gas seco elaborado y utilizado como combustible

(5) Incluye GLP





Es relevante mencionar que en este periodo se registró un importante incremento en la producción de líquidos en el proyecto de campos nuevos del orden de 59 Mbd, provenientes de nuevos pozos terminados: Itta-27, Itta-45, Tlamatini-7, Tlamatini-13, Quesqui-34, Cibix-20, Koban-21, Mulach-8, Uchbal-3, Tetl-21, Teekit-45 y Teekit-12; todos ellos terminados en el tercer trimestre. También contribuyó la terminación de los pozos Pokche-1DL y Pokche-3DL pertenecientes a la componente exploratoria. Adicionalmente, la estrategia aplicada al mantenimiento de la producción de líquidos contribuyó al sostenimiento de la producción, mediante la ejecución de diversas acciones, principalmente: • Atención inmediata a los problemas operativos y reducción de tiempo en la intervención

operativa para el restablecimiento de pozos con fallas en bombeo electrocentrífugo (BEC); e • Incremento de actividades de atención al mantenimiento de pozos (reparaciones menores,

estimulaciones, limpiezas y optimizaciones. Con respecto a la calidad del crudo, la producción de crudos ligeros y condensados se incrementó en 136 Mbd, debido a la aportación de pozos de campos nuevos tales como Quesqui, Ixachi, Octli, Mulach, Cheek, Itta, Tlamatini, Koban y Uchbal. Por el contrario, la producción de crudo pesado disminuyó 54 Mbd, equivalente a 5.2% en comparación con el tercer trimestre de 2020. Los eventos que causaron esta disminución fueron: accidente en la plataforma E-Ku-A2 con una producción diferida de 18 Mbd promedio trimestral; fuga en la línea de 12 pulgadas L-256 de Ku-C con un diferimiento de 4 Mbd promedio trimestral; fallas en equipos de bombeo electrocentrífugo en pozos de la Región Marina Noreste y declinación natural de los yacimientos maduros de campos del Complejo Ku-Maloob-Zaap.

Producción de crudo por tipo

(Mbd) Producción de crudo por región

62% 61% 61% 60% 56%

27% 29% 30% 30% 30%

7% 6% 6% 6% 9%3% 3% 4% 4% 4%1,658 1,676 1,715 1,736 1,740

3T20 4T20 1T21 2T21 3T21

Pesado Ligero Superligero Condensados

78%

22%

Marina Terrestre





Producción de crudo por activo (Mbd)

Producción de gas natural

Durante el 3T21 la producción total de gas hidrocarburo (sin incluir la producción de los socios) se incrementó en 7 MMpcd, equivalente a 0.2% en comparación con el mismo periodo de 2020, pasando de 3,683 a 3,690 MMpcd. El gas asociado aumentó en 9 MMpcd, principalmente por la aportación de pozos del campo Quesqui de la Región Sur. En relación con el gas no asociado, éste disminuyó 2 MMpcd, lo que representa una variación de 0.2% en relación con el mismo periodo del año anterior. Es importante mencionar que en el Activo Veracruz se registró un incremento de 81 MMpcd que prácticamente compensó la declinación natural de campos del Activo Reynosa y de la Región Sur.

Producción de gas natural

(MMpcd) Producción de gas natural

por tipo de campo

-

400

800

1,200

1,600

3T20 4T20 1T21 2T21 3T21

Otros

Samaria-Luna

Abkatún-Pol Chuc

Litoral de Tabasco

Cantarell

Ku-Maloob-Zaap

17%

9%5%

40%

9%

19%

1,740

73% 73% 73% 73% 73%

27% 27% 27% 27% 27%

3,683 3,635 3,700 3,658 3,690

3T20 4T20 1T21 2T21 3T21

Asociado No asociado

73%

27%

Asociado No asociado





Producción de gas natural por activo3 (MMpcd)

Aprovechamiento de gas En el tercer trimestre de 2021 se alcanzó un aprovechamiento de gas de 87%, afectado principalmente por el alto volumen de producción de gas contaminado con nitrógeno en los Activos de Ku-Maloob-Zaap, así como el incidente en la plataforma E-Ku-A2, la falta de infraestructura para el acondicionamiento de gas en el campo Ixachi, fallas de la planta eliminadora de nitrógeno (NRU), mantenimiento y fallas de equipos de compresión y rechazos de los Centros Procesadores de Gas de PTRI.

Aprovechamiento de gas

3 Incluye nitrógeno

-

800

1,600

2,400

3,200

4,000

4,800

3T20 4T20 1T21 2T21 3T21

Otros

Cantarell

Abkatún-Pol Chuc

Veracruz

Samaria-Luna

Litoral de Tabasco

Ku-Maloob-Zaap

27%

17%

12%

22%

7%6%

4,635

9%

508 677 712 608 605

89.5%85.8% 85.1% 86.9% 87.1%

3T20 4T20 1T21 2T21 3T21

Envío de gas a la atmósfera (MMpcd)

Aprovechamiento de gas / Total de gas producido





Infraestructura Durante el tercer trimestre de 2021 se terminaron 44 pozos de desarrollo, ocho pozos más que en el mismo trimestre de 2020. La diferencia se ubica principalmente en la Región Norte, debido al incremento de actividad en los activos Reynosa y Poza Rica. Adicionalmente se terminaron nueve pozos exploratorios, cuatro más respecto al mismo periodo de 2020.

Infraestructura de operación seleccionada

Pozos promedio en operación

Nota: las cifras pueden no coincidir por redondeo

Pozos terminados

84%

16%

Estructuras marinas

Equipos de perforación

4,023 3,857 3,894 3,894 3,894

2,766 2,443 2,449 2,449 2,449

6,789 6,300 6,343 6,343 6,343

3T20 4T20 1T21 2T21 3T21Crudo Gas no asociado

36 29

20 29

44

5

4

7

6

9 41

33

27

35

53

3T20 4T20 1T21 2T21 3T21

Desarrollo Exploración





Equipos de perforación

Equipos de perforación promedio por tipo, 3T21

Descubrimientos Las actividades de exploración realizadas durante el 3T21 permitieron obtener información de cinco pozos como se detalla en el cuadro. Los estudios realizados estiman un volumen recuperable de reservas 3P de 90.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce).

Proyecto Pozo Era

geológica

Producción inicial Profundidad

Metros Reserva 3P

MMbpce Líquidos bd

Gas MMpcd

Comalcalco Quesqui-2DEL Jurásico Superior

Kimeridgiano 5,343 18.8 - 27.3

Uchukil Camatl-1DEL Plioceno inferior

2,784 1.7 28.4 7

Uchukil Tlakati-1EXP Mioceno superior

2,053 0.7 33 20

27 35

28 30 35

2114 24 19

14

48 4952

49 49

3T20 4T20 1T21 2T21 3T21

Desarrollo Exploración

56%

44%

Desarrollo

Marinos En tierra

40%

60%

Exploración

Marinos En tierra





Uchukil Chamak-1EXP Mioceno superior

8,005 2.4 228 23


7. Transformación Industrial 3T 21



Proceso de crudo Durante el tercer trimestre de 2021 el proceso de crudo del Sistema Nacional de Refinación (SNR) promedió 695 Mbd. Esto representa un aumento de 90 Mbd con respecto al mismo trimestre de 2020, como resultado del mejor desempeño operativo en las refinerías de Tula, Salina Cruz y Cadereyta con incrementos en su proceso de crudo en 83 Mbd, 40 Mbd y 7 Mbd, respectivamente. El proceso de crudo pesado en las refinerías reconfiguradas promedió 200 Mbd, una disminución de 5 Mbd respecto al registrado en el tercer trimestre de 2020. Esta variación se explica por el menor proceso de crudo pesado en la refinería de Madero en 29 Mbd. Lo anterior fue parcialmente contrarrestado por un incremento de 15 Mbd en el proceso en la refinería de Minatitlán y 8 Mbd en la refinería de Cadereyta. La capacidad de destilación atmosférica del Sistema Nacional de Refinación (SNR) es de 1,640 Mbd, por lo tanto, la utilización de la capacidad de destilación primaria se ubicó en 42.4%, un incremento de 5.5 puntos porcentuales respecto al 3T20.

Proceso de crudo (Mbd)

Producción de petrolíferos En el tercer trimestre de 2021, la elaboración de productos petrolíferos aumentó 24.3% respecto al mismo trimestre de 2020, promediando 702 Mbd de los cuales 221 Mbd fueron gasolinas, 118 Mbd diésel, 28 Mbd turbosina y 334 Mbd otros petrolíferos y gas LP. La producción de destilados (gasolinas, diésel y turbosina) aumentó en 29% respecto al 3T20, principalmente por su mayor producción en las refinerías de Tula (52 Mbd), Salina Cruz (28 Mbd) y Cadereyta (19 Mbd).

313 311392 354 359

292 273

355311 336

605 584

747 666 695

3T20 4T20 1T21 2T21 3T21

Crudo ligero Crudo pesado





Producción de petrolíferos (Mbd)

Margen variable de refinación

El margen variable del SNR durante el tercer trimestre de 2021 promedió USD 3.39 por barril (USD/b), 2.82 USD/b más que lo registrado en el mismo trimestre de 2020. Este resultado se explica por la recuperación de precios de los refinados en la Costa Norte del Golfo de México y la mejora en el desempeño operativo en el SNR con un mayor rendimiento de destilados.

Margen variable de refinación

(USD/b)

Franquicia PEMEX

Al 30 de septiembre de 2021, 7,079 estaciones de servicio operaban bajo la Franquicia PEMEX. Este número es inferior en 8.7% a las registradas al 30 de septiembre de 2020. Del total de estaciones de servicio en operación, 7,034 son administradas por terceros y 45 son propiedad de Pemex Transformación Industrial (estaciones de servicio de autoconsumo). Adicionalmente, a la misma fecha se registraron 964 estaciones de servicio bajo el esquema de sublicenciamiento de marca, mientras que 3,395 estaciones de servicio operan con marcas distintas a PEMEX y son suministradas tanto por PEMEX como por importación directa. Proceso y producción de gas

162 184 236 194 221

193 202

259 235

240

110 101

124

102 118

3 6

8

8 9

13 23

31

30 28

85 79

109

91 86

565 595

767

660 702

3T20 4T20 1T21 2T21 3T21

Otros*

Turbosina

GLP

Diésel

Combustóleo

Gasolinas automotrices

* Incluye parafinas, extracto de furfural, aeroflex, asfalto, lubricantes, coque, aceite cíclico ligero y otras gasolinas.

0.57

3.42

6.04

2.36

3.39

3T20 4T20 1T21 2T21 3T21





Durante el tercer trimestre de 2021, el proceso de gas húmedo promedió 2,619 MMpcd, una disminución de 141 MMpcd respecto al mismo trimestre de 2020 debido a la menor disponibilidad de gas húmedo como resultado de la disminución de producción en las regiones Sureste y Norte de Pemex Exploración y Producción (PEP) en 96 MMpcd y 49 MMpcd, respectivamente. Consecuentemente, la producción de gas seco promedió 2,128 MMpcd; una disminución de 152 MMpcd con respecto al tercer trimestre de 2020. Lo anterior se debe a la menor producción en los complejos procesadores de gas Nuevo Pemex, Burgos, Poza Rica y Ciudad Pemex. Asimismo, la producción de líquidos del gas promedió 160 Mbd, una disminución de 23.3% con respecto al mismo trimestre de 2020, principalmente como resultado del menor recibo de gas húmedo. El proceso de condensados promedió 13 Mbd, volumen inferior en 12 Mbd al registrado en el tercer trimestre de 2020 debido principalmente a la menor entrega de condensados amargos por parte de PEP.

Proceso de gas

(MMpcd)

2,326 2,271 2,240 2,208 2,219

434 428 414 402 400

2,760 2,700 2,653 2,610 2,619

3T20 4T20 1T21 2T21 3T21

Gas húmedo amargo Gas húmedo dulce





Producción de gas y líquidos del gas

Producción de petroquímicos Durante el tercer trimestre, la producción de petroquímicos se ubicó en 364 mil toneladas (Mt), esto representa un incremento de 46.4% con respecto al mismo periodo de 2020. La variación se explica por:

• la producción de los derivados del metano aumentó en 78 Mt, como resultado de la reactivación de la planta de amoniaco VI a partir de marzo 2021;

• la producción de otros petroquímicos aumentó en 62 Mt, por la mayor producción de anhídrido carbónico en el complejo petroquímico Cosoleacaque;

• la producción de aromáticos y derivados aumentó en 23 Mt, por la mayor producción en el complejo petroquímico La Cangrejera por mejor desempeño de la Planta CCR; en contraste

• la producción de derivados del etano disminuyó en 30 Mt, debido principalmente a problemas en servicios auxiliares en plantas de los complejos petroquímicos Morelos y Cangrejera. Actualmente se realizan trabajos de mantenimiento para reintegrarlas a operación;

• la producción de azufre disminuyó en ocho Mt, como resultado de la menor producción en el complejo procesador de gas Ciudad Pemex por la salida de operación de su planta recuperadora de azufre a mantenimiento correctivo;

• la producción de materia prima para negro de humo disminuyó en ocho Mt, debido al menor proceso de crudo pesado en las refinerías de Cadereyta, Madero y Salamanca; y

• la producción de metanol disminuyó en mil toneladas, debido a que la planta de metanol salió de operación del 27 de agosto al 10 de septiembre por reparación menor programada.

2,280

2,174

2,057 1,993

2,128

209 185 176 176

161 100

150

200

250

300

350

400

450

1,500

1,800

2,100

2,400

3T20 4T20 1T21 2T21 3T21

Mb

d

MM

pcd

Gas seco de plantas (MMpcd) Líquidos del gas natural (Mbd)

(1) Incluye el proceso de condensados.

1





Producción de petroquímicos (Mt)

Información adicional relacionada con actividades de Transformación Industrial

Avances en la estrategia contra el robo de combustible Como resultado de la estrategia conjunta entre PEMEX y el Gobierno Federal, durante el tercer trimestre 2021 el volumen robado de combustible promedió 4.0 Mbd; 14.9% menos que en el mismo trimestre de 2020 que reportó 4.7 Mbd. Como se detalla en la sección financiera, en el 3T21 las pérdidas

por sustracción de combustible ascendieron a MXN 1,884 millones comparadas con MXN 1,096 millones en el 3T20. Programa de Rehabilitación del Sistema Nacional de Refinación (SNR) Durante 2021 se continúa con los trabajos de mantenimiento en el Sistema Nacional de Refinación para restituir la confiabilidad de los activos e incrementar la eficiencia operativa. Durante los primeros tres trimestres, se realizaron reparaciones en 49 plantas de proceso y en cuatro tanques de almacenamiento. En el cuarto trimestre se continuará con la implementación de este programa con un enfoque de atención de los riesgos críticos en las plantas de proceso, en servicios principales y tanques de almacenamiento.

39

112 76

101 116 89

77

74 34 59

1

1 21

26

25

2

2 1 1

2

64

45 46

39

56 30

46 72

36

22

23

88 56

93

85

249

369 347

330

364

3T20 4T20 1T21 2T21 3T21

Otros*

Materia prima para negro dehumo

Azufre

Propileno y derivados

Aromáticos y derivados

Derivados del etano

Derivados del metano

*Incluye Hexanos, Pentanos, Butanos, Butadieno crudo, Ceras polietilénicas, Especialidades petroquímicas, Heptano, Hidrogeno, Líquidos de pirolisis, Nitrógeno, Oxigeno, Mezcla de pentanos.


8. Seguridad Industrial y Protección Ambiental 3T 21



Seguridad industrial y salud en el trabajo 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. En eventos muy graves los análisis han sido desarrollados por investigadores independientes, que garantizan la total transparencia y permiten fortalecer el Sistema PEMEX SSPA y la rendición de cuentas ante las partes interesadas. Índice de frecuencia4 Durante el tercer trimestre de 2021, el índice de frecuencia para el personal de PEMEX se ubicó en 0.41 accidentes por millón de horas-hombre laboradas con exposición al riesgo. Las Empresas Productivas Subsidiarias y áreas Corporativas que contribuyeron a la accidentabilidad durante el tercer trimestre 2021 fueron: Pemex Exploración y Producción con 11 trabajadores lesionados y una fatalidad, y Pemex Transformación Industrial con 13 trabajadores lesionados. Durante el tercer trimestre, se continúa con las siguientes iniciativas de SSPA:

• Derivado del Accidente ocurrido en la plataforma E-KU-Alfa2 de PEP, se diseñó y entró en operación el Plan de Ejecución y Supervisión Segura con CERO TOLERANCIA, en el que se establecen líneas de acción a corto plazo para asegurar la continuidad operativa de las líneas de negocio, con especial énfasis en la CERO TOLERANCIA a desviaciones e incumplimientos de estándares y protocolos.

• Se continua con la Evaluación de la Conformidad con la NOM 020 de la STPS, para recipientes sujetos a presión acumulando a la fecha visitas a tres centros de trabajo (19 equipos dictaminados) y se está regularizando la atención al Programa de Visitas en el segundo semestre del 2021.

• Emisión de dictámenes técnicos y normativos en materia de Seguridad Industrial para asegurar la correcta administración de riesgos para una operación segura y confiable conforme a la estrategia de la Dirección General de Petróleos Mexicanos.

• Supervisión y evaluación de los planes temporales de mitigación de los riesgos críticos tipo A que afectan la integridad Mecánica de las instalaciones y Centros de Trabajo de las EPS y Filiales, validados por el Comité de Riesgos de PEMEX (CRPEMEX).

• Desarrollo y disponibilidad de tres cursos del Sistema PEMEX-SSPA para su impartición en línea: Auditorías Efectivas, Disciplina Operativa y Procedimientos Críticos.

• Supervisión, evaluación y control sobre el cumplimiento de los Lineamientos, resultados de autoevaluaciones sobre los protocolos sanitarios de salud de la Estrategia de PEMEX ante la Nueva Normalidad, para prevenir el contagio por COVID19.

4 El índice de frecuencia es el número de accidentes con lesiones incapacitantes por millones de horas – hombre (MMhh) de exposición al riesgo en el periodo considerado. Un accidente incapacitante es un suceso repentino e inesperado que produce una lesión orgánica, perturbación funcional o la muerte, inmediata o posterior, en ejercicio o con motivo de trabajo. Las horas-hombre de exposición al riesgo son el número de horas laboradas por todo el personal en el interior de las instalaciones o fuera de éstas, en su jornada o fuera de la misma, por lo que incluye el tiempo extra y el tiempo empleado en tareas.





Índice de gravedad5 El índice de gravedad acumulado durante el tercer trimestre de 2021 se ubicó en 27 días perdidos por millón de horas-hombre laboradas con exposición al riesgo, debido a que los incidentes presentados ameritaron un mayor número de días de incapacidad médica. Con objeto de revertir la tendencia de accidentalidad, durante el segundo semestre del año se instrumenta un Programa de Reforzamiento de Estándares Críticos de Seguridad en Pemex Corporativo y Pemex Transformación Industrial y se ejecuta un Programa de Liderazgo en Administración de Riesgos para Pemex Exploración y Producción. Adicionalmente, se realiza el seguimiento y la evaluación para la atención de recomendaciones derivadas de los análisis causa raíz de las dependencias gubernamentales y de las compañías aseguradoras. Protección Ambiental Reúso de agua Durante el tercer trimestre de 2021, el índice del reúso de agua (reúso/uso) se redujo en 7% respecto al mismo periodo de 2020. La variación se debe al menor volumen de agua tratada en la refinería Madero, como consecuencia de una falla en el equipo de bombeo. Cabe destacar que el reúso de agua en la refinería de Tula aumentó en 121% con respecto al 3T20, como resultado de la rehabilitación realizada en su Planta de Tratamiento de Aguas Residuales (PTAR); asimismo, en la refinería de Salamanca el volumen de agua tratada aumentó en 68.4%, como resultado de la mejora en la calidad de agua de entrada a la PTAR de la refinería, procedente de su sistema de tratamiento de efluentes. Emisiones de óxidos de azufre En el tercer trimestre de 2021, las emisiones de óxidos de azufre aumentaron 17% en comparación con el mismo periodo de 2020. El incremento se debió principalmente a: • la salida de operación de plantas de azufre en complejos procesadores de gas y refinerías; y • el incremento del volumen de gas amargo desfogado a quemador en procesos de exploración y

producción por eventos no rutinarios y de emergencia. Emisiones de dióxido de carbono equivalente

Durante el tercer trimestre de 2021, las emisiones de dióxido de carbono equivalente aumentaron 17% en comparación con el mismo periodo de 2020. El incremento se debió a las fallas en sistemas de compresión de los complejos procesadores de gas. De igual manera, la falta de capacidad de compresión para el manejo y aprovechamiento de gas, así como los mantenimientos en sistemas de

5 El índice de gravedad es el total de días perdidos por MMhh de exposición al riesgo en el periodo considerado. Los días perdidos son los días de incapacidad médica por lesiones consecuencia de accidentes de trabajo, más los días de arrastre, más los días de indemnización por incapacidad parcial o total, permanente o muerte, correspondientes.





compresión y eventos de emergencia ocasionaron el aumento de desfogues a quemador y por consiguiente, el aumento de emisiones.


9. Resultados Financieros 3T 21



9.1 Estado de resultados del 1 de julio al 30 de septiembre de 2021

Ventas totales

Los ingresos totales por ventas y servicios incrementaron 60.9%, en comparación con los registrados en el 3T20. Esto se debió principalmente a: • un incremento de 57.8% en las ventas nacionales, explicada principalmente por (i) un aumento en

los precios de gasolinas, diésel, combustóleo, turbosina, gas licuado y gas natural debido a la recuperación del precio de los hidrocarburos a nivel mundial y

• un incremento de 64.5% en las ventas de exportación, ocasionado principalmente por la recuperación en el precio promedio de la mezcla mexicana de crudo. El precio pasó de un promedio de USD 38.03 por barril en el 3T20, a USD 66.69 por barril en el 3T21.

Evolución de las ventas

(MXN millones)

Exportaciones (MXN millones)

Exportaciones de crudo por destino geográfico

239,031

384,123

69,442

75,943(293)

3T20 Nacionales Exportación Ingresos por servicios

3T21

60.9%

84,131 132,993

32,437

58,890

1,262

1,889

117,829

193,772

3T20 3T21

Otros

Petrolíferos

Crudo ycondensados

64%

58%13%

28%

1%

Estados Unidos

Europa

Lejano Oriente

Resto deAmérica

Total: 1,086





Ventas en México (MXN millones) Ventas de petrolíferos en México

Costo de ventas y rendimiento de operación

El costo de ventas aumentó 45.1% comparado con el 3T20, tomando en cuenta los efectos del deterioro de activos fijos. Este incremento se explica principalmente por:

• Mayores compras de productos para reventa durante el trimestre. Estas compras ascendieron a MXN 141.1 mil millones en el 3T21, comparado con un monto de MXN 80.9 mil millones en el mismo periodo del año anterior. El incremento en la cantidad importada de combustibles se explica principalmente por el incremento en el precio de las gasolinas, diésel y gas natural;

• Incremento de MXN 10.4 mil millones en los impuestos y derechos a la extracción y exploración de hidrocarburos comparado con el 3T20, como resultado de una recuperación en los precios de venta de los hidrocarburos; y

• Disminución en la reversa del deterioro de activos fijos. En el 3T21 se registraron MXN 6.1 mil millones en este rubro, comparado con MXN 8.2 mil millones en el mismo periodo del año anterior.

Como consecuencia de todo lo anterior, el rendimiento bruto en el 3T21 se ubicó en MXN 122.3 mil millones, comparado con MXN 58.2 mil millones en el 3T20. Por su parte, los gastos generales (administración, distribución, transportación y ventas) mostraron un incremento de 12.5 por ciento, principalmente por el costo neto del período del pasivo por beneficios a empleados y fletes. Así, el rendimiento de operación se ubicó en MXN 85.8 mil millones en el 3T21, comparado con MXN 24.5 mil millones en el mismo periodo del año anterior.

110,419

174,212

6,901

10,007

2,762

5,304

120,081

189,523

3T20 3T21

Petroquímicos

Gas seco

Petrolíferos

58%

52%

7%

18%

14%

6%

3%

Gasolinas

CombustóleoDiesel

GLP

Turbosina

Total: 1,076





Costo de ventas (MXN millones)

1 Incluye Depreciación y amortización, Efecto neto por la consolidación de Cías. Subsidiarias, Gastos de operación, Impuestos y derechos a la extracción, Conservación y mantenimiento, Costo neto del periodo de beneficios a empleados, Gastos de exploración y Variación de inventarios.

Evolución del rendimiento de operación

(MXN millones)

Impuestos y derechos Durante el 3T21, el total de impuestos y derechos ascendió a MXN 75.5 mil millones, mostrando un incremento de 80.4% comparado con el 3T20. Este aumento se originó principalmente por la recuperación del precio de la Mezcla Mexicana de Exportación, a pesar de la reducción en la tasa del DUC de 58% a 54% a partir de 2021. Por su parte, el DUC, siendo el derecho más importante que paga la empresa en términos de monto, incrementó 94.5% comparado con el 3T20.

1,096 1,884

80,935

141,048

98,829

119,470 180,859

262,402

3T20 3T21

Otros

Compra deproductos

Pérdidas porsustracción decombustibles

24,509

85,843

64,135

5,277 (3,550) (3,129) (1,400)

3T20 Rendimientobruto

Otrosingresos

Otros gastos Gastos dedistribución,

transportacióny venta

Gastos deadministración

3T21

250%

1

.





Evolución de los impuestos y derechos

(MXN millones)

Evolución del resultado neto

Durante el 3T21, PEMEX registró una pérdida neta de MXN 77.2 mil millones, comparada con un rendimiento neto de MXN 1.4 mil millones en el 3T20. Los principales factores negativos que contribuyeron a la generación de la pérdida neta fueron: incremento en costo de ventas, disminución en la reversa de deterioro, incremento en la pérdida cambiaria originada por un mayor fortalecimiento del dólar frente al peso durante el 3T21, un incremento en el costo de los instrumentos financieros derivados y un incremento en los impuestos y derechos.

Se registró una pérdida cambiaria de MXN 47.0 mil millones en el 3T21, comparada con una utilidad cambiaria de MXN 36.2 mil millones en el 3T20. Este incremento se originó por una mayor apreciación del dólar estadounidense frente al peso mexicano en el 3T21 comparado con el 3T20. El tipo de cambio pasó de MXN 19.8027 por USD 1.00 al 30 de junio de 2021, a MXN 20.3060 por USD 1.00 al 30 de septiembre de 2021, lo que representa una variación de 2.5%. Esta es considerada una partida virtual, ya que en su mayoría no representa entradas ni salidas de flujo de efectivo. Se obtuvo un costo por instrumentos financieros derivados de MXN 9.3 mil millones en el 3T21, comparado con un rendimiento de MXN 17.0 mil millones en el 3T20. Esta disminución es principalmente explicada por la variación del valor razonable de los cross-currency swaps. También se reconoció una menor reversa de deterioro de activos fijos por MXN 2.1 mil millones en el 3T21 comparado con el mismo periodo del año anterior.

41,826

75,464

38,063

13 (4,437)

3T20 Derechos Impuesto sobre larenta y otros

Impuesto diferidos 3T21





Evolución del rendimiento (pérdida) neta (MXN millones)

Utilidad (Pérdida) integral Se registró una pérdida integral de MXN 72.1 mil millones, principalmente como resultado del efecto positivo por conversión de moneda de MXN 5.2 mil millones, dada la apreciación del dólar estadounidense contra el peso mexicano, que en este caso incrementa el valor en pesos de las inversiones en subsidiarias.

Evolución del rendimiento (pérdida) integral

(MXN millones)

1,411

(77,244)

61,333

1,700 (26,298)

(83,198)

(1,446)

(33,639)

3T20 Rendimientode operación

Interesesnetos

pagados

Costo porderivados

financieros

Utilidad(pérdida) en

cambios

Efecto deasociadas

Impuestos yderechos

3T21

(1,860)

(72,083)

(78,656)

8,433

3T20 Pérdida neta Otros resultadosintegrales

3T21





9.2 Estado de la situación financiera al 30 de septiembre de 2021

Capital de trabajo

Al 30 de septiembre de 2021, el capital de trabajo negativo se ubicó en MXN 417.8 mil millones, comparado con un capital de trabajo negativo de MXN 442.5 mil millones al 31 de diciembre de 2020. Esta disminución de capital de trabajo negativo por MXN 24.7 mil millones se originó principalmente como resultado de:

• Un incremento de MXN 68.2 mil millones en clientes y otras cuentas por cobrar; • Un incremento de MXN 31.6 mil millones en inventarios; • Una disminución de MXN 13.3 mil millones en instrumentos financieros derivados; • Un incremento de MXN 77.5 mil millones en la deuda a corto plazo; • Una disminución de MXN 54.6 mil millones en proveedores; • Un incremento de MXN 30.1 mil millones en impuestos y derechos por pagar; y • Un incremento de MXN 9.1 mil millones en cuentas y gastos acumulados por pagar y en

instrumentos financieros derivados.

Capital de trabajo (MXN millones)

9.3 Deuda

La deuda financiera total aumentó 1.6% comparada con el cierre de 2020, debido principalmente a la utilización de financiamientos de corto plazo de manera temporal. Al cierre del 3T21 el tipo de cambio se ubicó en MXN 20.3060 por USD 1.00, lo que se tradujo en una deuda financiera total por MXN 2,295.5 mil millones, o USD 113.0 mil millones. Al 3T21 Petróleos Mexicanos, Empresas Productivas Subsidiarias y filiales realizaron actividades de financiamiento (incluyendo créditos bancarios de corto plazo) por un total de MXN 1,058.9 mil millones o USD 52.1 mil millones. El total de amortizaciones registradas fue de MXN 1,027.8 mil millones o USD 50.6 mil millones.

(417,800)

(468,639)

(227,409)

(81,278)(37,443) (11,726) (7,227)

39,641

100,732 36,276

120,973

84,168 15,860 12,618 5,657

Efectivo yequivalentesde efectivo

Clientes Otras cuentaspor cobrarfinancieras

Otras cuentaspor cobrar no

financieras

Inventarios Bonos delGobierno

Federal a cortoplazo

Instrumentosfinancierosderivados

Otros activoscirculantes

Deudafinanciera decorto plazo

Proveedores Impuestosy derechospor pagar

Cuentasy gastos

acumuladospor pagar

Instrumentosfinancierosderivados

Acreedores porarrendamiento

financieroC.P. NIIF16

Capital detrabajo

Activo circulante

Pasivo a corto plazo





Aproximadamente el 86% de la deuda está denominada en monedas distintas al peso, principalmente en dólares de E.U.A. y para efectos de registro, se convierte a pesos al tipo de cambio de cierre.

Deuda financiera

(MXN millones)

1) Incluye reclasificación de arrendamientos financieros e intereses devengados

Exposición de la deuda financiera al 30 de septiembre de 2021

1,867,630 1,826,843 2,255,842 2,218,738

367,133 391,097 468,639

(330,862) 19,895 39,641 2,258,727 2,295,483 14,177

691,722 (696,956)

Deudafinanciera

al 31 dediciembre de

2020

Actividadesde

financiamiento

Amortizaciones Variacióncambiaria

Otros Deudafinanciera

al 30 deseptiembre de

2021

Efectivo yequivalentesde efectivo

Deuda neta3T21

Deuda neta2020

Deuda PMIDeuda Petróleos MexicanosCorto plazoLargo plazo

1.6%

1

71%

13%

12%

0%

1%

1% 2%Por moneda Dólares E.U.A.

Pesosmexicanos

Euros

Francos Suizos

Libras

Yenes

82%

18%

Por tasa

Fija

Flotante





Vida media de la deuda financiera (Años)

9.4 Actividades de Financiamiento 2021 En línea con el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Empresas Productivas Subsidiarias 2021-2025, se continuará con la estrategia de convergencia a un endeudamiento neto cero en términos reales. La política del financiamiento se enfocará en aprovechar las circunstancias del mercado para la colocación de nuevas emisiones de deuda bajo las mejores condiciones, identificando paralelamente los contextos para llevar a cabo operaciones de gestión de los pasivos, de modo que, en la medida de lo posible, a lo largo de la Administración no se genere endeudamiento neto al cierre de cada año. Para 2021, en adición a las medidas de carácter fiscal, el Gobierno Federal realizará aportaciones de capital alineadas al perfil de vencimientos de la deuda de PEMEX, con el propósito de cubrir las amortizaciones. Con ello se reitera el compromiso de esta Administración para robustecer la posición financiera de PEMEX.

Captación de Recursos Financieros

El 08 de julio de 2021, se realizó el refinanciamiento de un contrato de crédito. El monto del nuevo crédito es de USD 300 millones con vencimiento en julio de 2024. El 16 de julio de 2021, se contrató un crédito por un monto total de USD 750 millones con vencimiento en enero de 2023.

Líneas de manejo de liquidez

El grupo PEMEX cuenta con líneas de crédito sindicadas para administración de liquidez hasta por un total de USD 7,700 millones y MXN 37,000 millones. Al 30 de septiembre de 2021, se encontraban disponibles USD 301 millones de las líneas en dólares.

11.7

3.4

3.1

USD(93%)

MXN (7%)

JPY(0.01%)

Al 30 de septiembre de 2020

Promedio: 11.1

11.2

2.5

2.6

USD(90%)

MXN(10%)

JPY(0.01%)

Al 30 de septiembre de 2021

Promedio: 10.3





9.5 Actividades de inversión presupuestal Ejercicio 2021 Al 30 de septiembre de 2021 se ejercieron MXN 291.2 mil millones (USD 14.5 mil millones 6 ) en actividades de inversión presupuestal, lo que representa el 82.6% de los MXN 352.6 mil millones (USD 16.0 mil millones7) correspondientes a la inversión anual considerada en el presupuesto aprobado para todo el ejercicio fiscal. La inversión presupuestal planeada y ejercida durante 2021 se distribuyó de la siguiente manera:

Inversión autorizada

2021 (MXN mil millones)

Inversión ejercida al 30 de septiembre de

2021 (MXN mil millones)

Exploración y Producción8 289.9 191.0 Transformación Industrial 56.5 97.0 Logística 3.2 2.9 Fertilizantes7 2.7 0.0 Corporativo 0.4 0.3 Total 352.6 291.2

Los recursos de inversión presupuestal de Pemex Exploración y Producción se han canalizado a los proyectos más rentables, como los nuevos desarrollos identificados al inicio de la Administración, los cuales permitan capturar en el corto plazo la mayor producción de hidrocarburos aprovechando la infraestructura existente. En el caso de Pemex Transformación Industrial, los recursos se orientaron principalmente al programa de rehabilitación de las refinerías del Sistema Nacional de Refinación, al fortalecimiento de la infraestructura para el aprovechamiento del gas en los centros procesadores y, en el caso de la nueva refinería en Dos Bocas, se contó con recursos adicionales a los presupuestados, los cuales fueron aportados por el Gobierno Federal.

6 La conversión cambiaria de MXN a USD se realizó al tipo de cambio promedio del 1 de enero al 30 de septiembre de 2021: MXN 20.1 = USD 1.00. 7 La conversión cambiaria de MXN a USD se realizó al tipo de cambio promedio establecido en el presupuesto aprobado para 2021: MXN 22.1 = USD 1.00 8 De los cuales MXN 29.7 mil millones se destinaron a actividades de exploración. Incluye inversión no capitalizable en mantenimiento. 7 A partir de enero de 2021, Pemex Fertilizantes se fusionó con Pemex Transformación Industrial, por lo que las inversiones de esta línea de negocio se incluyen en los montos de ésta última.


10. Estados Financieros 3T 21



Estado de resultados consolidado 3T21

Del 1 de julio al 30 de septiembre de

2020 2021 Variación 2021

(MXN millones) (USD millones)

Ingresos totales por ventas y servicios 239,031 384,710 60.9% 145,679 18,946

Ventas en México 120,081 189,523 57.8% 69,442 9,333

Ventas de exportación 117,829 193,772 64.5% 75,943 9,543

Ingresos por servicios 1,121 1,414 26.2% 293 70

Deterioro (Reversa) de pozos, ductos, propiedades, plantas y equipo (8,186) (6,050) 26.1% 2,136 (298)

Costo de ventas 189,045 268,452 42.0% 79,407 13,220

Rendimiento (pérdida) bruto 58,172 122,307 110.3% 64,135 6,023

Otros ingresos 1,588 6,865 332.3% 5,277 338

Otros gastos (937) 2,613 378.9% 3,550 129

Gastos de distribución, transportación y venta (652) 2,477 479.8% 3,129 122

Gastos de administración 36,840 38,240 3.8% 1,400 1,883

Rendimiento (pérdida) de operación 24,509 85,843 250.2% 61,333 4,227

Costo financiero (33,355) (36,249) -8.7% (2,894) (1,785)

Ingreso financiero 269 4,863 1708.6% 4,594 239

(Costo) rendimiento en instrumentos financieros derivados - Neto 17,024 (9,274) -154.5% (26,298) (457)

Utilidad (pérdida) en cambios - neta 36,194 (47,004) -229.9% (83,198) (2,315)

(Pérdida) rendimiento en la participación en los resultados

de compañías asociadas y otras (1,404) 42 103.0% 1,446 2

Rendimiento antes de derechos, impuestos y otros 43,237 (1,780) -104.1% (45,017) (88)

Total de derechos, impuestos y otros 41,826 75,464 80.4% 33,639 3,716

Derechos 40,275 78,338 94.5% 38,063 3,858

Impuestos corrientes (3) 10 398.1% 13 0

Impuestos diferidos 1,554 (2,883) -285.6% (4,437) (142)

Rendimiento (pérdida) neta del ejercicio 1,411 (77,244) -5573.4% (78,656) (3,804)

Otros resultados integrales (3,271) 5,162 257.8% 8,433 254

(Pérdidas) ganancias actuariales por beneficios a empleados - (9) #¡DIV/0! (9) (0)

Efecto por conversión (3,271) 5,171 258.1% 8,442 255

(Pérdida) utilidad integral total del periodo (1,860) (72,083) -3775.8% (70,223) (3,550)





Balance general consolidado

Al 31 de

diciembre de

Al 30 de

septiembre de

2020 2021 Variación 2021

(USD millones)

Total activo 1,928,488 2,051,739 6.4% 123,251 101,041

Activo circulante 329,860 415,923 26.1% 86,063 20,483

Efectivo y equivalentes de efectivo 39,990 39,641 -0.9% (349) 1,952

Clientes 68,382 100,732 47.3% 32,349 4,961

Otras cuentas por cobrar financieras 31,616 36,276 14.7% 4,660 1,786

Otras cuentas por cobrar no financieras 89,789 120,973 34.7% 31,183 5,957

Inventarios 52,606 84,168 60.0% 31,562 4,145

Bonos del Gobierno Federal a corto plazo 18,037 15,860 -12.1% (2,176) 781

Instrumentos financieros derivados 25,948 12,618 -51.4% (13,330) 621

Otros activos circulantes 3,492 5,657 62.0% 2,165 279

Activo no circulante 1,598,628 1,635,816 2.3% 37,187 80,558

Inversiones permanentes en acciones de

compañias asociadas y otras12,015 8,649 -28.0% (3,366) 426

Pozos, ductos, propiedades, planta y equipo - 1,276,130 1,313,929 3.0% 37,799 64,706

Documentos por cobrar a largo plazo 887 846 -4.6% (41) 42

Impuestos diferidos 108,529 86,334 -20.5% (22,195) 4,252

Activos intangibles 22,776 18,578 -18.4% (4,198) 915

Otros activos 7,584 40,329 431.8% 32,745 1,986

Bonos del Gobierno Federal a largo plazo 111,513 110,752 -0.7% (761) 5,454

Derechos de uso 59,195 56,399 -4.7% (2,797) 2,777

Total pasivo 4,333,215 4,142,405 -4.4% (190,810) 203,999

Pasivo a corto plazo 772,410 833,723 7.9% 61,313 41,058

Deuda financiera de corto plazo 391,097 468,639 19.8% 77,542 23,079

Proveedores 281,978 227,409 -19.4% (54,569) 11,199

Impuestos y derechos por pagar 51,200 81,278 58.7% 30,077 4,003

Cuentas y gastos acumulados por pagar 30,709 37,443 21.9% 6,734 1,844

Instrumentos financieros derivados 9,318 11,726 25.8% 2,408 577

Acreedores por arrendamiento financiero C.P.

NIIF168,107 7,227 -10.8% (880) 356

Pasivo a largo plazo 3,560,805 3,308,682 -7.1% (252,123) 162,941

Deuda financiera de largo plazo 1,867,630 1,826,843 -2.2% (40,787) 89,966

Reserva de beneficios a los empleados 1,535,168 1,316,711 -14.2% (218,457) 64,843

Provisión para créditos diversos 94,626 101,820 7.6% 7,194 5,014

Otros pasivos 4,892 7,434 52.0% 2,542 366

Impuestos diferidos 3,412 2,747 -19.5% (665) 135

Acreedores por arrendamiento financiero largo

plazo NIIF1655,077 53,127 -3.5% (1,950) 2,616

Total patrimonio (2,404,727) (2,090,667) 13.1% 314,061 (102,958)

Controladora (2,405,097) (2,090,893) 13.1% 314,203 (102,969)

Certificados de aportación "A" 524,931 692,781 32.0% 167,850 34,117

Aportaciones del Gobierno Federal 43,731 43,731 0.0% - 2,154

Reserva legal 1,002 1,002 0.0% - 49

Resultados acumulados integrales (251,285) (4,837) 98.1% 246,448 (238)

Déficit acumulado: (2,723,476) (2,823,570) -3.7% (100,094) (139,051)

Déficit de ejercicios anteriores (2,214,597) (2,723,476) -23.0% (508,879) (134,122)

Rdto. (pérdida) neta del ejercicio (508,879) (100,094) 80.3% 408,785 (4,929)

Participación no controladora 370 227 -38.6% (143) 11 Total pasivo y patrimonio 1,928,488 2,051,739 6.4% 123,251 101,041

(MXN millones)





Estados consolidados de flujo de efectivo

2020 2021 2021

(USD millones)

Actividades de operación

(Pérdida) neta (605,176) (100,238) 83.4% 504,938 (4,936)

Impuestos y derechos a la utilidad 125,947 211,252 67.7% 85,305 10,403

Partidas relacionadas con actividades de inversión 101,268 94,314 -6.9% (6,954) 4,645

Depreciación y amortización 99,181 100,620 1.5% 1,439 4,955

Amortización de intangibles 234 113 -51.7% (121) 6

Deterioro de propiedades maquinaria y equipo (16,111) (38,242) -137.4% (22,132) (1,883)

Pozos no exitosos de activos intangibles 1,651 9,676 486.1% 8,025 477

Pozos no exitosos capitalizados 4,455 11,664 161.8% 7,208 574

Pérdida de propiedades maquinaria y equipo 2,130 215 -89.9% (1,916) 11

Amortización de derechos de uso 5,574 4,745 -14.9% (829) 234

Deterioro de derechos de uso - (87) (87) (4)

Utilidad en cesión de acciones (708) - 100.0% 708 -

Efecto de compañías asociadas subsidiarias no consolidadas,

neto2,215 3,167 43.0% 952 156

Actualización valor presente provisión de taponamiento 2,646 2,445 -7.6% (201) 120

Partidas relacionadas con actividades de financiamiento 485,293 112,190 -76.9% (373,103) 5,525

Intereses a cargo 130,197 110,412 -15.2% (19,785) 5,437

Intereses a favor (9,521) (20,084) -110.9% (10,563) (989)

(Utilidad) pérdida en cambios no realizada 364,617 21,862 -94.0% (342,756) 1,077

Subtotal 107,332 317,518 195.8% 210,186 15,637

Fondos utilizados en actividades de operación (105,035) (217,899) -107.5% (112,863) (10,731)

Derechos por la utilidad compartida pagado (125,145) (197,177) -57.6% (72,032) (9,710)

Instrumentos financieros con fines de negociación (25,417) 15,738 161.9% 41,155 775

Clientes y otras cuentas por cobrar (6,381) (51,159) -701.7% (44,777) (2,519)

Inventarios 26,225 (23,400) -189.2% (49,625) (1,152)

Cuentas y gastos acumulados por pagar 10,550 6,734 -36.2% (3,816) 332

Proveedores (39,627) (35,300) 10.9% 4,327 (1,738)

Reserva para créditos diversos 17,044 6,061 -64.4% (10,983) 299

Reserva para beneficios a los empleados 48,417 23,071 -52.3% (25,346) 1,136

Otros impuestos y derechos (10,701) 37,532 450.8% 48,233 1,848

Flujos netos de efectivo de actividades de operación 2,297 99,620 4237.3% 97,323 4,906

Actividades de inversión

Adquisiciones de propiedades, mobiliario y equipo (90,783) (128,736) -41.8% (37,952) (6,340)

Otros documentos por cobrar 1,556 - -100.0% (1,556) -

Intereses cobrados - 459 0.0% 459 23

Activos intangibles (11,954) (15,779) -32.0% (3,825) (777)

Otros activos (7,737) (34,910) -351.2% (27,173) (1,719)

Recursos provenientes de la cesión de acciones 135 - -100.0% - -

Flujos netos de efectivo de actividades de inversión (108,784) (178,967) -64.5% (70,183) (8,814)

Efectivo excedente (a obtener) para aplicar en actividades de financiamiento(106,487) (79,347) 25.5% 27,140 (3,908)

Actividad de financiamiento

Incremento a las aportaciones del Gobierno Federal 46,256 167,850 262.9% 121,594 8,266

Documento recibido del Gobierno Federal 4,081 - -100.0% (4,081) - Intereses cobrados por el documento recibido del Gobierno 903 5,860 548.8% 4,956 289

Pagos de principal por arrendamientos financieros - (6,220) (6,220) (306)

Pagos de intereses por arrendamientos financieros (9,501) (2,725) 71.3% 6,776 (134)

Préstamos obtenidos a través de instituciones financieras 940,509 1,058,855 12.6% 118,345 52,145

Pagos de principal de préstamos (797,662) (1,027,818) -28.9% (230,156) (50,616)

Intereses pagados (115,990) (123,431) -6.4% (7,441) (6,079)

Flujos netos de efectivo de actividades de financiamiento 68,596 72,370 5.5% 3,774 3,564

Incremento (decremento) neto de efectivo y equivalentes

de efectivo(37,891) (6,977) 81.6% 30,914 (344)

Efectos por cambios en el valor del efectivo 14,011 6,628 -52.7% (7,383) 326

Efectivo y equivalentes de efectivo al principio del

periodo60,622 39,990 -34.0% (20,632) 1,969

Efectivo y equivalentes de efectivo al final del periodo 36,742 39,641 7.9% 2,899 1,952

Variación

Al 30 de septiembre de

(MXN millones)


11. Llamada en conferencia 3T 21



Información a la SEC Consulte las formas 20-F, y las más recientes formas F-4 y 6-K registradas ante la SEC.

Octavio Romero Director General

Alberto Velázquez

Director Corporativo de Finanzas

Ángel Cid Director General de

Pemex Exploración y Producción

Jorge Luis Basaldúa SPA de la Dirección General de

Pemex Transformación Industrial

darán los resultados financieros y operativos de PEMEX al 30 de septiembre de 2021

Jueves 28 de octubre de 2021 a las 10:00 a.m. (hora Cd. de México) / 12:00 p.m. (hora del este de E.U.A.)

Al finalizar la conferencia habrá una sesión de preguntas y respuestas.

Se podrán hacer preguntas vía telefónica y a través de la interfaz en internet.

Para enlace vía telefónica marcar +1 (833) 519 1259 Desde E.U.A y Canadá marcar al (914) 800 3729. México – Local marcar al 800 926 9157 Código de conferencia: 5867169.

Para enlace vía internet acceder a conferencia vía internet.

La repetición de la conferencia telefónica y web estará disponible a partir del 28 de octubre de 2021 a las 2:00 p.m. (hora Cd. de México) a través de esta liga y hasta el 25 de febrero de 2022. Asimismo, a partir del 8 de noviembre de 2021, también estará disponible en Reportes de resultados no dictaminados 2021.

Adicionalmente, a las 11:00 a.m. (hora Cd. de México) / 1:00 p.m. (hora del este de E.U.A.) se llevará a cabo la conferencia telefónica en inglés, para obtener información sobre cómo conectarse favor de entrar a la siguiente liga: Financial Information / Financial Calendar / Financial Results of PEMEX as of September 30, 2021

Relación con Inversionistas [email protected]

Twitter: @Pemex


http://www.pemex.com/ri/reguladores/Paginas/informacion_sec.aspx

https://edge.media-server.com/mmc/p/qejopwfh

https://edge.media-server.com/mmc/p/qejopwfh

http://www.pemex.com/ri/finanzas/Paginas/resultados.aspx

http://www.pemex.com/en/investors/financial-information/financial-calendar/Paginas/default.aspx



http://www.pemex.com/ri

mailto:[email protected]

https://twitter.com/Pemex

http://www.pemex.com/ri/

12. Contacto 3T 21



Si desea ser incluido en la lista de distribución de Relación con Inversionistas, por favor regístrese en http://www.pemex.com/ri/Paginas/Registro-a-la-lista-de-distribución-de-correo.aspx.

Si desea contactarnos, favor de llamar al (52 55) 9126 2940, o mandar un correo a [email protected]

Síganos en: @Pemex y @PemexGlobal

Lucero Medina Cristina Arista [email protected] [email protected]

José González Alejandro López [email protected] [email protected]

Variaciones Las variaciones acumuladas o anuales se calculan en comparación con las realizadas del 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 reporte y sus respectivos anexos 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. 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 conciliación del EBITDA se muestra en el Cuadro 33 de los respectivos anexos al reporte. 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 a dólares de los E.U.A. se han realizado al tipo de cambio de cierre prevaleciente para el periodo en cuestión, a menos de que se indique lo contrario. Derivado de la volatilidad de los mercados, la diferencia entre el tipo de cambio promedio, el tipo de cambio al cierre, el tipo de cambio spot o cualquier otro tipo de cambio podría ser material. Estas conversiones no implican que las cantidades en pesos se han convertido o puedan convertirse en dólares de los E.U.A. al tipo de cambio utilizado. Es importante mencionar que, tanto nuestros estados financieros consolidados como nuestros registros contables, se encuentran en pesos. Al 30 de septiembre de 2021, el tipo de cambio utilizado es de MXN 20.3060 = 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. Producción compartida de hidrocarburos De conformidad con los acuerdos de Producción Compartida en los que Petróleos Mexicanos forma parte, derivado de su participación en las rondas de licitación llevadas a cabo por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), y migraciones de bloques, Petróleos Mexicanos revelará la producción correspondiente únicamente a su parte proporcional de la asociación, para los bloques Ek-Balam, Bloque 2 Tampico-Misantla (Ronda 2.1), Bloque 8 Cuencas del Sureste (Ronda 2.1), Santuario, Misión, Bloque 16 Tampico-Misantla-Veracruz (Ronda 3.1), Bloque 17 Tampico-Misantla-Veracruz (Ronda 3.1), Bloque 18 Tampico-Misantla-Veracruz (Ronda 3.1), Bloque 29 Cuencas del Sureste Marino (Ronda 3.1), Bloque 32 Cuencas del Sureste Marino (Ronda 3.1), Bloque 33 Cuencas del Sureste Marino (Ronda 3.1) y Bloque 35 Cuencas del Sureste Marino (Ronda 3.1). 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. 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 inversionistas son invitados a considerar cuidadosamente las revelaciones contenidas en el Reporte Anual registrado ante la CNBV y en la Forma 20-F registrado 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 que se encuentra disponible en el portal de la Bolsa Mexicana de Valores, S.A.B. de C.V. (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.


http://www.pemex.com/ri/Paginas/Registro-a-la-lista-de-distribución-de-correo.aspx






resultados al tercer trimestre de 2021

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