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Resultados preliminares al 31 de marzo de 2020
Sonda de Campeche
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 marzo de 2020, el tipo de cambio utilizado es de MXN 23.5152 = USD 1.00.
Régimen fiscal
A partir del 1 de enero de 2015, el régimen fiscal de Petróleos Mexicanos se establece en la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos. Desde el 1 de enero de 2006 y hasta el 31 de diciembre de 2014, el esquema de contribuciones de Pemex – Exploración y Producción fue establecido en la Ley Federal de
Derechos, y el del resto de los Organismos Subsidiarios, con la Ley de Ingresos de la Federación correspondiente.
El 18 de abril de 2016, se publicó en el Diario Oficial de la Federación un decreto que permite elegir entre dos esquemas para calcular el límite de deducibilidad de costos aplicable al Derecho por la Utilidad Compartida: (i) el esquema propuesto en la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (LISH), basado
en un porcentaje del valor de los hidrocarburos; o (ii) el esquema propuesto por la SHCP, basado en tarifas fijas establecidas, USD 6.1 para campos en aguas someras y USD 8.3 para campos terrestres.
El Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) aplicable a gasolinas y diésel de uso automotriz se establece en la Ley del Impuesto Especial sobre Producción y Servicios. PEMEX actúa como intermediario entre la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y el consumidor final, al
retener el IEPS y posteriormente transferirlo al Gobierno Federal. En 2016, la SHCP publicó un decreto a través del cual se modifica el cálculo del IEPS, al tomar en cuenta 5 meses de cotizaciones de los precios internacionales de referencia de dichos productos.
A partir del 1 de enero de 2016 y hasta el 31 de diciembre de 2017, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público establecerá mensualmente los precios máximos al público de las gasolinas y del diésel con base en lo siguiente: el precio máximo será calculado a partir de la suma del precio de referencia de
calidad equivalente en la costa del golfo de los Estados Unidos de América, más un margen que contempla la comercialización, flete, merma, transporte, ajustes de calidad y costos de manejo, más el IEPS aplicable a los combustibles automotrices, más otros conceptos (IEPS a los combustibles fósiles,
cuotas establecidas en Ley del IEPS y el impuesto al valor agregado).
El “precio productor” de gasolinas y diésel para uso automotriz aplicable a PEMEX está referenciado al de una refinería eficiente en el Golfo de México. La regulación sobre precios máximos de gasolinas y diésel al público hasta el 31 de diciembre de 2017, será establecida mediante acuerdo por el
Gobierno Federal, y deberá considerar las diferencias relativas por costos de transporte entre regiones, la inflación y la volatilidad de los precios internacionales de estos productos, entre otras cuestiones. A partir del 1 de enero de 2018, los precios de gasolinas y diésel al público serán determinados bajo
condiciones de mercado. De cualquier forma la Comisión Federal de Competencia Económica, con base en la existencia de condiciones de competencia efectiva, podrá emitir una declaratoria para que los precios empiecen a ser determinados bajo condiciones de mercado antes del 2018.
Reservas de hidrocarburos
De conformidad con la Ley de Hidrocarburos, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 11 de agosto de 2014, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) establecerá y administrará el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos, integrado por un sistema para recabar, acopiar, resguardar,
administrar, usar, analizar, mantener actualizada y publicar la información y estadística relativa a, entre otros, las reservas, incluyendo la información de reportes de estimación y estudios de evaluación o cuantificación y certificación. Con fecha del 13 de agosto de 2015, la CNH publicó los Lineamientos
que regulan el procedimiento de cuantificación y certificación de reservas de la Nación y el informe de los recursos contingentes relacionados, los cuales rigen la cuantificación de reservas y el informe de los recursos contingentes relacionados.
Al 1 de enero de 2010, la SEC modificó sus lineamientos y ahora permite que se revelen también reservas probables y posibles. Sin embargo, cualquier descripción presentada en este documento de las reservas probables o posibles no necesariamente debe coincidir con los límites de recuperación
contenidos en las nuevas definiciones establecidas por la SEC. Asimismo, los lectores son invitados a considerar cuidadosamente las revelaciones contenidas en el Reporte Anual registrado ante la CNBV y en la Forma 20-F registrada ante la SEC, ambos disponibles en www.pemex.com.
Proyecciones a futuro
Este documento contiene proyecciones a futuro, las cuales se pueden realizar en forma oral o escrita en los reportes periódicos de Petróleos Mexicanos a la CNBV y a la SEC, en las declaraciones, en memorándum de venta y prospectos, en publicaciones y otros materiales escritos, y en declaraciones
verbales a terceros realizadas por los directores o empleados de PEMEX. Podríamos incluir proyecciones a futuro que describan, entre otras:
- actividades de exploración y producción, incluyendo perforación;
- actividades relacionadas con importación, exportación, refinación, petroquímicos y transporte, almacenamiento y distribución de petróleo crudo, gas natural, petrolíferos y otros hidrocarburos;
- actividades relacionadas con nuestras líneas de negocio, incluyendo la generación de electricidad;
- proyecciones y objetivos de inversión, ingresos y costos, compromisos; y
- liquidez y fuentes de financiamiento, incluyendo nuestra habilidad para continuar operando como negocio en marcha;
- alianzas estratégicas con otras empresas; y
- la monetización de ciertos activos.
Los resultados pueden diferir materialmente de aquellos proyectados como resultado de factores fuera del control de PEMEX. Estos factores pueden incluir, mas no están limitados a:
- cambios en los precios internacionales del crudo y gas natural;
- efectos por competencia, incluyendo la habilidad de PEMEX para contratar y retener personal talentoso;
- limitaciones en el acceso a recursos financieros en términos competitivos;
- la habilidad de PEMEX para encontrar, adquirir o ganar acceso a reservas adicionales de hidrocarburos y a desarrollar dichas reservas exitosamente;
- incertidumbres inherentes a la elaboración de estimaciones de reservas de crudo y gas, incluyendo aquellas descubiertas recientemente;
- dificultades técnicas;
- desarrollos significativos en la economía global;
- eventos significativos en México de tipo político o económico;
- desarrollo de eventos que afecten el sector energético y;
- cambios en el marco legal y regulatorio, incluyendo regulación fiscal y ambiental.
Por ello, se debe tener cautela al utilizar las proyecciones a futuro. En cualquier circunstancia estas declaraciones solamente se refieren a su fecha de elaboración y PEMEX no tiene obligación alguna de actualizar o revisar cualquiera de ellas, ya sea por nueva información, eventos futuros, entre otros.
Estos riesgos e incertidumbres están detallados en la versión más reciente del Reporte Anual registrado ante la CNBV (www.bmv.com.mx) y en la versión más reciente de la Forma 20-F de Petróleos Mexicanos registrada ante la SEC (www.sec.gov). Estos factores pueden provocar que los resultados
realizados difieran materialmente de cualquier proyección.
1
Advertencia respecto a proyecciones a futuro y nota precautoria
Complejo Procesador de Gas Ciudad Pemex
Producción total de hidrocarburos al 1T20
3
• La producción de hidrocarburos
líquidos se incrementó con
respecto al 1T19
• En el 1T20 se mantiene el
cambio de tendencia en la
producción, la cual no
presentaba incrementos desde
hace 14 años
• En los próximos meses se
observarán ajustes en la
producción por la coyuntura
actual
-1.8% -2.4%-5.3% -2.9%
Producción de hidrocarburos líquidos (con socios)1,
2018-2020
(Miles de barriles diarios)
-1.8% -2.4%-5.3% -2.9%
1,899 1,869 1,8291,738 1,690 1,690 1,712 1,712 1,759
1T18 2T18 3T18 4T18 1T19 2T19 3T19 4T19 1T20
Producción
Variación-1.6% -2.1% -5.0%
-2.7% 0.0% +1.3%
1 Considera producción de petróleo crudo y condensados producidos en campos, incluyendo la producción de socios. Durante el
3T19 se realizó un ajuste en la serie de petróleo crudo y condensados para incluir la producción que le corresponde al Estado
por Ek-Balam, Por lo tanto, la serie se corrigió desde el 1T19.
0.0%2.8%
Producción de PEMEX al 1T19
4
-1.8% -2.4%-5.3% -2.9%
Producción de hidrocarburos líquidos (sin socios)1,
2018-2020
(Miles de barriles diarios)
-1.8% -2.4%-5.3% -2.9%
1,893 1,860 1,8161,723 1,675 1,673 1,694 1,693 1,739
1T18 2T18 3T18 4T18 1T19 2T19 3T19 4T19 1T20
Producción
Variación-1.8% -2.3% -5.1% -2.8% -0.1% +1.2%
1 Considera producción de petróleo crudo y condensados producidos en campos y no incluye producción de socios. Durante el
3T19 se realizó un ajuste en la serie de petróleo crudo y condensados para incluir la producción que le corresponde al Estado
por Ek-Balam, Por lo tanto, la serie se corrigió desde el 1T19.
-0.07%
• Considerando únicamente la
producción de PEMEX, la
tendencia aumentó en el primer
trimestre de 2020
2.7%
Proceso de crudo al 1T20
5
• El proceso de crudo en las
refinerías de PEMEX
disminuyó por los trabajos de
rehabilitación de plantas del
Sistema Nacional de
Refinación
597
705640
505559
595657
557 542
1T18 2T18 3T18 4T18 1T19 2T19 3T19 4T19 1T20
Proceso de crudo en refinerías, 2018-2020
Miles de barriles diarios
6
• Debido a que durante
el 1T20 continuaron los
trabajos de rehabilitación, la
producción de refinados de
alto valor disminuyó
• Cuando concluyan las
actividades de
mantenimiento se observará
un incremento en el proceso
de crudo y producción de
petrolíferos
192
243219
174 192211 218
193173
1T18 2T18 3T18 4T18 1T19 2T19 3T19 4T19 1T20
114
144120
90119
141 143117
103
1T18 2T18 3T18 4T18 1T19 2T19 3T19 4T19 1T20
Producción de gasolinas1
Miles de barriles diarios
Producción de diésel
Miles de barriles diarios
Producción de refinados al 1T20
1 Incluye productos no terminados y excluye la producción de naftas
Compras para reventa al 1T20
7
• Las compras de productos
para reventa disminuyeron
10.2% en comparación con el
mismo periodo del año
anterior
Compras para reventa
MXN mil millones
115.9 104.1
1T19 1T20
Precio de la mezcla mexicana de exportación
8
1
• En el 1T20, el precio
promedio de la mezcla
mexicana de exportación
se ubicó 15.6 dólares por
barril por debajo del
promedio del 1T19
• Esta disminución del
precio del crudo es la
variable más relevante que
afectó las ventas de
exportación de la empresa
en el 1T20
• En el 1T20, el precio
promedio de la mezcla
mexicana fue de 40.9
dólares por barril, valor
38% inferior al del 1T19
53.856.8
59.061.9 60.3
56.8 57.8
49.5
55.150.6 50.5
54.5
48.7
45.0
29.0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
2019 2020
Precio promedio mensual de la Mezcla Mexicana
de Exportación (MME)USD/b
Fuente: Base datos institucional de PEMEX
Exportación de crudo al 1T20
9
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
Mbd
2019
2020
Diferencia
(mbd)189 -382 -6
Durante el primer trimestre de 2020, la exportación promedio de petróleo crudo se
ubicó en 1,166 Mbd, es decir, se exportaron 66 Mbd menos que en el primer
trimestre de 2019
Exportación de crudo total
Miles de barriles diarios
10
La depreciación del peso generó una
considerable pérdida cambiaria
• El peso mexicano se depreció frente al dólar estadounidense en 24.8% de
MXN 18.8452 en diciembre de 2019 a MXN 23.5122 en marzo de 2020. Por
lo tanto, existe un efecto considerable de dicha variación sobre variables que
no generan flujo de efectivo como el de la pérdida cambiaria
• La pérdida cambiaria en el 1T20 ascendió a MXN 469,206 millones, este
monto, en su mayoría, no genera flujo de efectivo porque corresponde
principalmente a la valuación de la variación de los saldos de la deuda en
moneda extranjera entre el 31 de diciembre de 2019 y el 31 de marzo de
2020. Esta partida por norma contable internacional forma parte de los
estados financieros de la empresa
• Por lo tanto, la valuación de los saldos de la deuda se ve impactada de
manera relevante por la depreciación del peso mexicano frente al dólar
estadounidense, sin embargo, no afecta el flujo de efectivo de Petróleos
Mexicanos.
Aspectos financieros destacados al 1T20
11
1T19 4T191 1T20
Ventas 356.2 318.5 284.1
Costo de ventas 256.6 320.3 243.0
Deterioro (reversa) 5.1 104.7 -26.3
Rendimiento bruto 94.4 -106.5 67.3
Gastos de administración y
gastos de distribución37.7 37.4 38.2
Rendimiento de operación 60.7 -145.0 30.2
Costo financiero, rendimiento
instrumentos derivados y otros-34.1 -20.4 -62.8
Utilidad (pérdida) cambiaria 30.4 69.6 -469.2
Impuestos, derechos y otros 92.4 74.6 60.4
Rendimiento (Pérdida), neto -35.7 -171.5 -562.2
1
2
3
4
5
MXN miles de millones
6
7
8
9
1 Cifras finales
69,246
53,009
4T19 1T20
21.7
18.7
4T19 1T20
EBITDA1
MXN millones
Margen EBITDA1
Porcentaje
• Como a toda la industria petrolera, los bajos precios del crudo del mes de marzo
afectaron de manera considerable los niveles de rentabilidad de Petróleos Mexicanos.
• Sin embargo, PEMEX siguió obteniendo una rentabilidad próxima al promedio de la
industria petrolera internacional.
EBITDA y margen EBITDA
1 Para ser comparable con la industria, los cálculos del EBITDA y del Margen EBITDA sólo incluyen variables que generan flujo de efectivo. 12
13
Pago de contribuciones fiscales 1T20
Durante el primer trimestre de 2020, PEMEX enteró al Gobierno Federal un total de MXN
167,773 millones en contribuciones fiscales producto de su actividad sustantiva1. Si a este
monto adicionamos el entero de retenciones por MXN 9,949 millones, el total asciende a MXN
177,722 millones.
71,788
13,010
26,2121,368
48,762
6,632
Carga directa Carga indirecta Contibuciones poractividad sustantiva
Entero deretenciones
ContribucionesTotales
Entero de contribuciones fiscales 1T20(MXN millones)
177,722167,773
9,949
86,167
81,606
DUC
DEXTH
OtrosIEPS
IVA
Impuestos de
Importación
ISR retenido
1 No considera IVA pagado a terceros
Gastos generales al 1T20
14
5.5
3.3
1T19 1T20
32.2 34.9
1T19 1T20
Gastos de distribución,
transportación y venta
MXN mil millones
Gastos de administración
MXN mil millones
Medidas para mitigar los efectos de
menores precios del petróleo y la baja
demanda de combustibles
15
16
Medidas para mitigar los efectos de menores precios del petróleo y la baja demanda de combustibles
• Desde mediados del mes de febrero, Petróleos Mexicanos activó un protocolo para
mitigar sus finanzas ante el escenario de precios bajos del petróleo
• Cabe señalar que entre los efectos inmediatos que provocó la pandemia del COVI-19,
se tienen la reducción temporal de las actividades económicas en prácticamente todos
los países del mundo, con un efecto directo e inmediato sobre el nivel de consumo de
combustibles fósiles
• La situación anterior provocó una volatilidad en los mercados petroleros con una caída
en los precios del petróleo
• Cabe señalar que como resultado de un uso prudente y responsable de su deuda, así
como de las operaciones de refinanciamiento de los meses recientes, la empresa
redujo su exposición de riesgo de liquidez que nos permitirá afrontar de mejor manera
los efectos temporales de esta crisis
• A continuación, enumeramos las principales medidas que estamos tomando frente a
esta crisis temporal de precios bajos del petróleo.
17
Apoyos del Gobierno Federal en 2020
• PEMEX cuenta con el apoyo del Gobierno Federal para fortalecer la posición financiera durante 2020
mediante varias medidas de soporte:
Concepto MXN
millones
Observaciones
Disminución en la tasa del Derecho de Utilidad
Compartida de 65% a 58% (@49 USD/b establecido
en PEF)
39,918
La nueva tasa se aplicó en la
declaración fiscal de febrero
de 2020.
Aportaciones de capital establecidas en el
Presupuesto aprobado que ya se encuentran
programadas
46,256
A la fecha se han recibido
MXN 26,063 millones,
restando MXN 20,193
millones para el periodo
mayo-julio.
Cobro al Gobierno Federal por vencimiento de pagaré
del pasivo laboral (Pagaré 4 del 31 de marzo).4,984 Ya cobrado.
Medida adicional por la coyuntura de precios
bajos:
Estímulo fiscal para disminuir el pago del Derecho por
la Utilidad Compartida publicado el 21 de abril
65,000
A la fecha se han acreditado
MXN 16,250 millones,
restando MXN 48,750
millones para el resto del
año.
Total Anual 156,158
18
Decreto para disminuir el pago de Derechos
• El pasado 21 de abril, el Ejecutivo Federal publicó el Decreto por el que se otorga un estímulo fiscal para el pago
del Derecho por la Utilidad Compartida (DUC) durante 2020
• El estímulo consiste en un crédito fiscal equivalente al 28% del monto de la base gravable para el cálculo del
DUC, es decir, sobre el valor de los hidrocarburos extraídos menos las deducciones previstas en la Ley de
Ingresos sobre Hidrocarburos
• La tasa efectiva del DUC sería de aproximadamente de 39%
• El Decreto establece que el monto máximo del beneficio será de MXN 65,000 millones y establece la
posibilidad de acreditar la proporción que corresponda desde el pago provisional del DUC del mes de marzo, el
cual se enteró el 27 abril
• Esta situación implicó que el pago del mes de abril resultara disminuido por MXN 16,250 millones, y se espera
capturar beneficios mensuales de mayo a diciembre por MXN 5,417 millones para alcanzar el beneficio máximo
establecido
16,250
5,417 5,417 5,417 5,417 5,417 5,417 5,417 5,417 5,417
marzo abril mayo junio julio agosto septiembre octubre noviembre diciembre
Crédito fiscal para menor pago de DUC en 2020
(MXN millones)
Total: 65,000
19
Medidas para mitigar los efectos de menores precios del petróleo y la baja demanda de combustibles
• La coyuntura geopolítica que ha impactado las cotizaciones de la mezcla mexicana de
petróleo, así como los menores volúmenes de exportación y la baja en la demanda nacional
de combustibles provocada por la pandemia de COVID-19, han incidido en que los ingresos
de PEMEX sean inferiores a los programados
• Para hacer frente a esta situación y enfrentar el impacto en los compromisos
presupuestales, al día de hoy, PEMEX ha implementado una reducción en su presupuesto
de inversión por MXN 45,500 millones
• El presupuesto a ejercer durante el año, se canalizará a los proyectos con mayor
razonabilidad económica privilegiando criterios de rentabilidad.
TOTAL 45,500
Pemex Exploración y Producción 40,500
Otras líneas de negocio 5,000
Reducción en presupuesto de inversión 2020
(MXN millones)
20
Medidas para mitigar los efectos de menores precios del petróleo y la baja demanda de combustibles
• Petróleos Mexicanos estima cobrar MXN 7,540 millones por concepto de la cobertura
petrolera contratada a finales del año pasado.
• Otro de los factores que van a incidir en una disminución sensible de nuestros costos
de ventas será la disminución de importaciones de gasolinas y diésel que estamos
proyectando a partir del mes de mayo y hacia el cierre del año 2020.
• Lo anterior será posible por los inventarios elevados que tenemos de productos y por el
incremento en los niveles de proceso de crudo que se prevén a partir del mes de
agosto de 2020.
• Finalmente, para fortalecer el proceso de pago a nuestros proveedores y contratistas,
queremos dar a conocer que hemos logrado un acuerdo preliminar con Nacional
Financiera para potenciar la línea disponible del Programa de Cadenas Productivas,
que actualmente asciende a MXN 12,623 millones, la cual está al día de hoy tiene
disponible el 61.5% de dicho monto. En breve estaremos dando a conocer dicho
acuerdo.
Instrumentos disponibles para aliviar los
efectos de la caída en los precios del petróleo
1. Acceso a líneas de crédito comprometidas disponibles por casi USD 6 mil
millones
2. Reducción de MXN 45,500 millones al presupuesto de este año
3. Beneficio fiscal adicional por MXN 65,000 millones
4. Ingresos adicionales por MXN 7,540 millones de la cobertura petrolera
contratada por PEMEX
El conjunto de estas medidas asciende a MXN 156,158 millones. El
objetivo es mitigar los efectos de la caída de precios del petróleo
sobre el balance financiero y la liquidez de la empresa
21
Endeudamiento Neto 2020
22
Endeudamiento neto
aprobado 2020
Endeudamiento neto
objetivo 2020
Financiamiento 176.0 141.0
Amortizaciones 141.0 141.0
Endeudamiento Neto 35.0 0
Trayectoria anual y objetivo de endeudamiento neto
2445 62
223195
232
72 60
-29
0
-50
0
50
100
150
200
250
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020e
Endeudamiento neto
• El techo de endeudamiento neto
aprobado por el Congreso para
PEMEX en 2020 asciende a
MXN 10,000 millones y a
USD 1,250 millones,
respectivamente.
• El objetivo es lograr un
endeudamiento neto igual a cero
• Con la operación de
refinanciamiento realizada en
enero, se logró cubrir
aproximadamente 70% del
programa de financiamiento del
año.
MXN miles de millones
Pozo Chejekbal 1, Tabasco
Producción diaria de líquidos
Mbd
Nota: Durante el 3T19 se realizó un ajuste en la serie de petróleo crudo para incluir la producción que le corresponde al Estado por Ek-Balam.
La producción de hidrocarburos
líquidos se incrementó
24
62% 63% 63% 63% 64%
28% 27% 28% 28% 27%
8% 8% 8% 7% 8%1% 1% 2% 2% 1%1,674 1,673 1,694 1,693 1,739
0
400
800
1,200
1,600
2,000
1T19 2T19 3T19 4T19 1T20
Producción trimestral de líquidos Mbd
Pesado Ligero Superligero Condensados
81%
19%
Producción de crudo 1T20
Marina Terrestre
Hok-44
Tlacame-3
Mulach-10
Chejekbal-1
46
0
10
20
30
40
50
60
Mb
d
Producción temprana, pozos exploratorios
Pozos de desarrollo
Xikin-22
Quesqui-1
Valeriana-1
Cibix-1
Chocol-1
Ixachi-1
Ixachi-1DL
Dic Ene Feb MarNov
Quesqui-1
(ducto)
13
21
19
34
25
La producción diferida se debe a:
• Retraso en la construcción de la infraestructura
• Malas condiciones climatológicas
• Problemas operativos en la perforación de los pozos
El incremento en la producción fue debido a la incorporación de nuevos desarrollos y la producción temprana de campos nuevos, al cierre de marzo
se tuvo un incremento de 46 Mbd
1 No incluye nitrógeno
2 Incluye nitrógeno
Nota: Durante el 3T19 se realizó un ajuste en la serie de petróleo crudo para incluir la producción que le corresponde al Estado por Ek-Balam
La producción de gas natural
se mantiene estable
26
75% 75% 74% 75% 75%
25% 25% 26% 25% 25%
3,668 3,637 3,685 3,767 3,738
0
1,000
2,000
3,000
4,000
1T19 2T19 3T19 4T19 1T20
Producción de gas natural1
MMpcd
Asociado No asociado
54%
46%
Producción de gas natural 1T20
Marina Terrestre
243 261 310 396 459
94.9% 94.5% 93.6% 91.9% 90.6%
0
200
400
600
1T19 2T19 3T19 4T19 1T20
Aprovechamiento de gasMMpcd Envío de gas a la atmósfera
(MMpcd)
Aprovechamiento de gas /Total de gas producido
Urea 1 - Cosoleacaque, Ver.
281 Incluye gas seco, gasóleos, aceite cíclico ligero, aeroflex, asfaltos, coque, lubricantes y parafinas.
•En los últimos dos trimestres, el proceso
de crudo se mantiene acotado porque se
continúa con la ejecución del programa
de mantenimiento en refinerías. No
obstante, en el 1T20, las refinerías de
Madero y Salamanca registraron
aumentos en el proceso de crudo en 41
Mbd y 29 Mbd, respectivamente.
•El margen variable de refinación
disminuyó como consecuencia, tanto de
la caída del precio del crudo como de la
reducción de la demanda de refinados.
Proceso de crudo y producción de petrolíferos
284 331 313 272 268
275264 344
285 274
559 595
657
557 542
-
200
400
600
1T19 2T19 3T19 4T19 1T20
Proceso de crudoMbd
Crudo pesado
Crudo ligero
180 196 202 181 173
141 159 163 136 126
119 141 143
118 103
7 8 7
7 6
26 28 33
29 26
88
104 121
110 114
561
636 668
580 547
-
200
400
600
1T19 2T19 3T19 4T19 1T20
Producción de petrolíferosMbd
Otros*
Turbosina
GLP
Diésel
Combustóleo
Gasolinasautomotrices
1
5.27
-0.99
1.61
-2.64
-12.51-13.0
-10.0
-7.0
-4.0
-1.0
2.0
5.0
1T19 2T19 3T19 4T19 1T20
Margen variable de refinaciónUSD/b
291 Incluye corrientes a fraccionamiento.
Proceso y producción de gas
2,360 2,336 2,458 2,427 2,380
420 417 430 455 446
2,780 2,753 2,889 2,881 2,826
-
700
1,400
2,100
2,800
1T19 2T19 3T19 4T19 1T20
Proceso de gas húmedoMMpcd
Gas húmedo dulce
Gas húmedo amargo
2,314
2,218
2,368
2,314
2,241
224 223 218 220 225
100
200
300
400
2,000
2,200
2,400
1T19 2T19 3T19 4T19 1T20
MbdMMpcd
Producción de gas seco y líquidos del gas
Gas seco de plantas(MMpcd)
Líquidos del gas natural(Mbd)
1
30
Producción de petroquímicos
1 Incluye anhídrido carbónico, especialidades petroquímicas, butadieno crudo, líquidos de pirólisis, hexano, heptano, ceras polietilénicas, oxígeno, butanos, mezcla
de pentanos, nitrógeno, hidrógeno, CPDI, isopentanos y pentanos.
42 31 30 38 49
149 143 150 97 91
53 48 56
44 69
39 35
47
39 18
93 92
99
98 91
56 53
73
43 57
46 50
54
43 49
478 453
510
402 423
-
100
200
300
400
500
600
1T19 2T19 3T19 4T19 1T20
Producción de petroquímicosMiles de toneladas Otros*
Materia prima paranegro de humo
Azufre
Propileno y derivados
Aromáticos yderivados
Derivados del etano
Derivados del metano
1
31
En todos los eventos moderados y graves, Petróleos Mexicanos realiza análisis de causa raíz para identificar las causas que los originan y define acciones correctivas para
evitar la recurrencia
Desempeño trimestral en indicadores
de Seguridad Industrial
0.13
0.35
0.27
0.19 0.21
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
1T19 2T19 3T19 4T19 1T20
Índice de frecuenciaAccidentes incapacitantes/ MMhh
5
15
20
25
7
-
5
10
15
20
25
30
1T19 2T19 3T19 4T19 1T20
Índice de gravedadDías perdidos/ MMhh
Centro de Proceso Akal-C
Centro de Proceso Akal-C
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Preguntas y respuestas
Alberto Velázquez
Director Corporativo de Finanzas
Reinaldo Wences
Subdirector de Evaluación y
Cumplimiento Regulatorio de
Pemex Transformación Industrial
Francisco Flamenco
SPA de la Dirección General de
Pemex Exploración y Producción
