resultados preliminares al 31 de marzo de 2016 de resultados no... · 2016-04-28 · ajuste al...

28 de abril de 2016

Resultados preliminares al 31 de marzo de 2016

Variaciones

Las variaciones acumuladas o anuales se calculan en comparación con 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 2016, el tipo de cambio utilizado es de MXN 17.4015 = USD 1.00.

Régimen fiscal

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. 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,

mas un márgen que contempla la comercialización, flete, merma, transporte, ajustes de calidad y costos de manejo, mas el IEPS aplicable a los combustibles automotrices, mas otros conceptos (IEPS a los combustibles fósiles, cuotas establecidas en Ley del IEPS y el impuesto al valor

agregado).

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 “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. Pueden incluirse proyecciones a futuro que describan, entre otras:

- actividades de exploración y producción, incluyendo perforación;

- actividades relacionadas con importación, exportación, refinación, petroquímicos y transporte de petróleo crudo, gas natural, petrolíferos y otros hidrocarburos;

- proyecciones y objetivos de inversión, ingresos y costos, compromisos; y

- liquidez y fuentes de financiamiento.

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 reservas;

- 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, incluyendo posibles acontecimientos relacionados a la implementación del Decreto de la Reforma Energética (como se describe en el Reporte Anual y Forma 20-F más reciente);

- desarrollo de eventos que afecten el sector energético y;

- cambios en el marco legal y regulatorio, incluyendo regulación fiscal y ambiental.

Por ello, se debe tener cautela al utilizar las proyecciones a futuro. En cualquier circunstancia estas declaraciones solamente se refieren a su fecha de elaboración y PEMEX no tiene obligación alguna de actualizar o revisar cualquiera de ellas, ya sea por nueva información, eventos

futuros, entre otros. Estos riesgos e incertidumbres están detallados en la versión más reciente del Reporte Anual registrado ante la CNBV (www.bmv.com.mx) y en la versión más reciente de la Forma 20-F de Petróleos Mexicanos registrada ante la SEC (www.sec.gov). Estos factores

pueden provocar que los resultados realizados difieran materialmente de cualquier proyección.

Advertencia respecto a proyecciones a futuro y nota precautoria

1

Contenido

1. Adaptación de la empresa al nuevo entorno de precios

2. Exploración y producción

3. Transformación industrial

4. Entorno de precios

5. Resultados financieros

6. Preguntas y respuestas

2

65.47

15

25

35

45

55

65

75

ene/15 abr/15 jul/15 oct/15 ene/16 abr/16 jul/16 oct/16

Precio Mezcla Observado Escenario Alto Escenario Bajo

Precio de la mezcla mexicana de crudo

USD/b Observado

Promedio anual PEF1\

50 USD/b

Promedio anual

esperado2\

25 USD/b

Promedio

Ene-mzo: 25.92 USD/b

Evolución de Precios

1\ Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF)

2\ Calculado como una traslación de los precios de futuros del marcador Brent. 3

Caída en precios – Impacto en los ingresos

229.1

378.3

(149)

100

100 329.1

478.3

-200

-100

0

100

200

300

400

500

600

Ingresospropios

Gastoprogramable

Balancefinanciero

MXN miles de millones

Reducción en

ingresos

4

Ajuste al Gasto

229.1

378.3

(149)

100

100 329.1

478.3

-200

-100

0

100

200

300

400

500

600

Ingresospropios

Gastoprogramable

Balancefinanciero


Plan de Ajuste

5

Ajuste al Presupuesto 2016

Líneas de acción


Corpora

tivo EPS1 TRI PEP2 Total

Generar eficiencias y reducir costos para

incrementar la productividad en la operación y promover un

uso racional de recursos

13.1 1.9 0.8 13.1 28.9

Diferir / replantear inversiones

comprometiendo lo menos posible la

producción futura en función de su rentabilidad y

disponibilidad de recursos presupuestales

0.0 2 35.4 27.5 64.9

Ajustar el gasto de operación e inversión de

USD 50 a USD 25 promedio por barril canalizando los recursos del presupuesto en donde se logre

justificar una rentabilidad económica acorde a un entorno de

precios bajos del petróleo

0.0 0.0 0.0 6.2 6.2

TOTAL 13.1 3.9 36.2 46.8 100.0

Las cantidades pueden no sumar debido al redondeo.

1. Se refiere a Pemex Logística, Pemex Fertilizantes, Pemex Etileno, Pemex Cogeneración y Servicios.

2. Incluye Pemex Perforación y Servicios.

3. Con impacto en producción en 2016. 6

Herramientas disponibles de la Reforma Energética

Alianzas

Estratégicas

• Alianzas con terceros para complementar a Pemex

técnica y económicamente así como compartir

experiencias y riesgos.

• Diversificar las fuentes de capital de trabajo.

Monetizaciones

• Alternativas para monetizar participación de Pemex en

diversos activos.

• Desincorporación de activos no estratégicos.

Migraciones • Migración de contratos para mejorar su rentabilidad y

su régimen fiscal.

7

Medidas de apoyo del Gobierno Federal

Medidas de

apoyo del

Gobierno

Federal

Beneficio fiscal

MXN 50,000 millones

beneficio fiscal

permanente1

Inyección de capital

MXN 73,500 millones

MXN 47,000 millones

pasivo laboral

MXN 26,500 millones

capitalización

8

Mejora liquidez

• Reducir el pasivo con proveedores

durante el año y estabilizar los

compromisos hacia adelante.

• Reduce las necesidades financieras.

• Mejora posición de caja.

Ajuste al régimen fiscal

1 Deducciones aplicables de cuando menos USD 6.1/b para aguas someras y USD 8.3/b para campos terrestres, similares a

los niveles previos a la Reforma Energética. Evaluación del beneficio estimada a partir de la deducibilidad del 11.075% del

valor de los hidrocarburos extraídos y premisas de la SHCP. 8

Contenido







9

Desempeño en producción de crudo

10

78%

22%

Marina Terrestre

50.6% 52.5% 50.4% 49.8% 50.0%

37.7% 35.8% 37.0% 37.4% 37.1%

11.8% 11.7% 12.5% 12.8% 12.9%

2,300 2,225 2,266 2,277 2,230

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

1T15 2T15 3T15 4T15 1T16

Mbd

Pesado Ligero Superligero

0

500

1000

1500

2000

2500

ene-15 mar-15 may-15 jul-15 sep-15 nov-15 ene-16 mar-16

Producción diaria Mbd

Crudo pesado Crudo ligero Crudo superligero

Desempeño en producción de gas natural

El aprovechamiento

de gas natural en el

primer trimestre de

2016 fue de 91.4%

11

69.8% 70.2% 72.7% 72.9% 72.7%

30.2% 29.8% 27.3% 27.1% 27.3%

5,753 5,399 5,501 5,369 5,174

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

1T15 2T15 3T15 4T15 1T16

Producción de gas natural1

MMpcd

Asociado No asociado

46%

54%

Marina Terrestre

1 No incluye nitrógeno.

2 A partir de 2016, el cálculo del índice de aprovechamiento de gas hidrocarburo, se basa en el manejo total de gas, incluyendo

nitrógeno.

261

530 509 440 525

96.0% 91.6% 92.1% 93.0% 91.4%

60%

70%

80%

90%

100%

0

200

400

600

1T15 2T15 3T15 4T15 1T16

% MMpcd

Aprovechamiento de gas2

Envío de gas a la atmósfera (MMpcd) Aprovechamiento de gas / Total de gas producido

Contenido




4. Entorno



12

Desempeño en procesamiento y producción de petrolíferos

13

En el primer trimestre de 2016, el

proceso de crudo y la producción de

petrolíferos fueron de 1,081 Mbd y

1,204 Mbd, respectivamente.

1 Incluye parafinas, extracto de furfural, aeroflex, asfalto, lubricantes, coque y aceite cíclico ligero.

388 395 375 368 393

205 234 251 259 228

287 263 279 270 262

195 176 171 156 163

50 46 46 49 49 95 101 85 77 109

1,220 1,216 1,206 1,178 1,204

-

250

500

750

1,000

1,250

1T15 2T15 3T15 4T15 1T16

Producción de petrolíferos Mbd

Gasolinas automotrices Combustóleo Diesel GLP Turbosina Otros*1

547 576 571 630 598

510 482 490 451 483

1,057 1,058 1,061 1,081 1,081

-

250

500

750

1,000

1,250

1T15 2T15 3T15 4T15 1T16

Proceso de crudo Mbd

Crudo pesado

Crudo ligero

-0.13

8.81

3.14 1.61 2.31

-2.0

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

1T15 2T15 3T15 4T15 1T16

Margen variable de refinación US$/b

Proceso y producción de gas

14

3,597

3,276 3,356 3,364

3,255 350

323 330 311 308

250

280

310

340

370

400

430

2,500

2,800

3,100

3,400

3,700

1T15 2T15 3T15 4T15 1T16

Mbd MMpcd

Producción de gas seco y líquidos del gas Gas seco de plantas(MMpcd)

Líquidos del gasnatural (Mbd) 1

3,345 3,095 3,268 3,195 3,100

953 860 802 777 747

4,298 3,955 4,070 3,972 3,847

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

1T15 2T15 3T15 4T15 1T16

Proceso de gas natural MMpcd

Gas húmedo dulce

Gas húmedo amargo

1 Incluye el proceso de condensados.

Producción de petroquímicos

15

307 209 202 184 235

273 274 254

168 244

197 234

197

94

185

118 138

130

107

118

379 394 352

296

374

1,273 1,249

1,135

849

1,156

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1T15 2T15 3T15 4T15 1T16

Miles de toneladas Otros*

Propileno yderivados

Aromáticos yderivados

Derivados deletano

Derivados delmetano

1

1 Incluye básicos, ácido muriático, butadieno crudo, ceras polietilénicas, especialidades petroquímicas, hidrocarburos licuables

de BTX, hidrógeno, isohexano, líquidos de pirólisis, oxígeno, CPDI, azufre, isopropanol, gasolina amorfa, gasolina base

octano y nafta pesada.

Fallecidos Heridos Heridos aún en

hospital

(estado grave)

32 136 18 (13)

16

Accidente en Petroquímica Mexicana de Vinilo

• Atención oportuna del accidente en planta

Clorados III

• Apoyo y coordinación efectiva entre socios y

autoridades

• Acceso seguro al complejo para inicio de

investigaciones

• Compromiso con trabajadores y sus familias

• Plan de largo plazo

Petroquímica Mexicana de Vinilo

44% 56%

Ubicada en Complejo Petroquímico Pajaritos,

Coatzacoalcos, Ver.

Producción: 200 kt anuales de cloruro de vinilo

182 kt anuales de etileno

Foto: Complejo Petroquímico Pajaritos

Contenido







17

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

01/15 03/15 05/15 07/15 09/15 11/15 01/16 03/16

Precios de la Gasolina Regular en la Costa Norte del Golfo de Mexico1

USD/Gal

Prom 1T15:

1.52 USD/Gal

Prom 1T16:

1.06 USD/Gal

Entorno 1T16

18 1 Fuente: Bloomberg

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

01/15 03/15 05/15 07/15 09/15 11/15 01/16 03/16

Precios del crudo USD/barril

Mezcla mexicana

WTI

Prom 1T15:

45.44 USD/b

Prom 1T16:

25.92 USD/b

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

01/15 03/15 05/15 07/15 09/15 11/15 01/16 03/16

Precios del gas natural1

USD/MMBtu

Prom 1T15:

2.88 USD/MMBtu

Prom 1T16:

1.97 USD/MMBtu

14.0

15.0

16.0

17.0

18.0

19.0

20.0

01/15 03/15 05/15 07/15 09/15 11/15 01/16 03/16

Tipo de cambio MXN/USD

Mar 31, 2015:

15.1542 MXN/USD

Mar 31, 2016:

17.4015 MXN/USD

Contenido







19

Estado de resultados - Ventas totales

20

31

225

(162)

63 (31)

(28) 3

(65) (62)

-70

-20

30

80

130

180

230

Ventastotales

Costo deventas

Rendimientobruto

Gastosgenerales

Rendimientode operación

Costofinanciero

neto

Rendimientoantes de

impuestos yderechos

Impuestos yderechos

Rendimiento(pérdida)

neto

1T16 MXN mil millones

280 (206) 74 (37) 37 (46) (9) (92) (101)

1

1 Incluye Gastos de distribución, transportación y venta, Gastos de administración y Otros gastos (ingresos).

2 Incluye Intereses a cargo, Intereses a favor, Rendimiento (costo) por derivados financieros, Utilidad (pérdida) en cambios y

Participación en los resultados de compañías asociadas.

Nota: Las cifras pueden no coincidir por redondeo.

2

1T15

Evolución de las ventas totales

21

279

225

(17) (37)

(0.4)

0

50

100

150

200

250

300

1T15 Nacionales Exportación Ingresos por servicios

1T16

Mil

lare

s

MXN mil millones


Estado de resultados – Costo de ventas

22

31

225

(162)

63 (31)

(28) 3

(65) (62)

-70

-20

30

80

130

180

230

Ventastotales

Costo deventas

Rendimientobruto

Gastosgenerales


Costofinanciero

neto

Rendimientoantes de

impuestos yderechos

Impuestos yderechos


neto


1

280 (206) 74 (37) 37 (46) (9) (92) (101)





2

1T15

Evolución del costo de ventas

23 Nota: Las cifras pueden no coincidir por redondeo.

(206) (162)

(4) 3 2

43

-250

-200

-150

-100

-50

0

Costo deventas 1T15

Gastos deoperación

Compra deproductos

para reventa

Impuestos yderechos a laexploración y

extracción

Otros Costo deventas 1T16

MXN mil millones

Estado de resultados – Rendimiento bruto

24

31

225

(162)

63 (31)

(28) 3

(65) (62)

-70

-20

30

80

130

180

230

Ventastotales

Costo deventas

Rendimientobruto

Gastosgenerales


Costofinanciero

neto

Rendimientoantes de

impuestos yderechos

Impuestos yderechos


neto


280 (206) 74 (37) 37 (46) (9) (92) (101)

1





2

1T15

Estado de resultados – Gastos generales

25

31

225

(162)

63 (31)

(28) 3

(65) (62)

-70

-20

30

80

130

180

230

Ventastotales

Costo deventas

Rendimientobruto

Gastosgenerales


Costofinanciero

neto

Rendimientoantes de

impuestos yderechos

Impuestos yderechos


neto


280 (206) 74 (37) 37 (46) (9) (92) (101)

1





2

1T15

Evolución de gastos generales

26

(37.1)

(31.4)

3.0

1.7

0.9

-38

-37

-36

-35

-34

-33

-32

-31

-30

-29

-28

Gastosgenerales 1T15

Gastos dedistribución,

transportación yventa

Gastos deadministración

Otros Gastosgenerales 1T16

MXN mil millones


Estado de resultados – Rendimiento de operación

27

31

225

(162)

63 (31)

(28) 3

(65) (62)

-70

-20

30

80

130

180

230

Ventastotales

Costo deventas

Rendimientobruto

Gastosgenerales


Costofinanciero

neto

Rendimientoantes de

impuestos yderechos

Impuestos yderechos


neto


280 (206) 74 (37) 37 (46) (9) (92) (101)

1





2

1T15

Estado de resultados – Costo financiero

28

31

225

(162)

63 (31)

(28) 3

(65) (62)

-70

-20

30

80

130

180

230

Ventastotales

Costo deventas

Rendimientobruto

Gastosgenerales


Costofinanciero

neto

Rendimientoantes de

impuestos yderechos

Impuestos yderechos


neto


280 (206) 74 (37) 37 (46) (9) (92) (101)

1





2

1T15

Evolución del costo financiero


(46)

(28)

(4) (0.02)

25

(2) (0.3)

-60

-50

-40

-30

-20

-10

0

Costofinancieroneto 1T15

Intereses acargo

Intereses afavor

Rendimientopor derivados

financieros

Utilidad(pérdida) en

cambios

Efecto deasociadas ycompañíassubsidiarias

noconsolidadas

Costofinancieroneto 1T16

Estado de resultados – Rendimiento antes de impuestos y derechos

30

31

225

(162)

63 (31)

(28) 3

(65) (62)

-70

-20

30

80

130

180

230

Ventastotales

Costo deventas

Rendimientobruto

Gastosgenerales


Costofinanciero

neto

Rendimientoantes de

impuestos yderechos

Impuestos yderechos


neto


280 (206) 74 (37) 37 (46) (9) (92) (101)

1





2

1T15

Estado de resultados – Impuestos y derechos

31

31

225

(162)

63 (31)

(28) 3

(65) (62)

-70

-20

30

80

130

180

230

Ventastotales

Costo deventas

Rendimientobruto

Gastosgenerales


Costofinanciero

neto

Rendimientoantes de

impuestos yderechos

Impuestos yderechos


neto


280 (206) 74 (37) 37 (46) (9) (92) (101)

1





2

1T15

Evolución de impuestos y derechos

32

(92)

(65)

24

1 2

-100

-80

-60

-40

-20

0

1T15 Derechos Impuestos porla actividad deexploración yextracción dehidrocarburos

Impuestosobre la

renta y otros

1T16

Mil

lare

s

MXN mil millones


Estado de resultados – Pérdida neta

33

31

225

(162)

63 (31)

(28) 3

(65) (62)

-70

-20

30

80

130

180

230

Ventastotales

Costo deventas

Rendimientobruto

Gastosgenerales


Costofinanciero

neto

Rendimientoantes de

impuestos yderechos

Impuestos yderechos


neto


280 (206) 74 (37) 37 (46) (9) (92) (101)

1





2

1T15

Evolución de la pérdida neta


(101)

(62)

(6) (4)

25

(2) (0.3)

27

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

1T15 Rendimientode

operación

Interesesnetos

pagados

Rendimientopor

derivadosfinancieros

Pérdida encambios

Efecto deasociadas

Impuestos yderechos

1T16

Mil

lare

s

MXN mil millones

Evolución del pasivo

35

Resto de los

pasivos y

proveedores

Reserva para

beneficios a

empleados

Deuda financiera

335 301

1,279

129 16 (43) 10

1,296

1,493 1,623

3,107 3,219

-

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

Total Pasivo2015

Deudafinanciera

Reservapara beneficiosa empleados

Proveedores Resto delos pasivos

Total Pasivo1T16

MXN mil millones

17 1,493 1,623 (2)

211 (96)

-

400

800

1,200

1,600

Deudafinanciera

2015

Actividadesde

financiamiento

Amortizaciones Variacióncambiaria

Otros Deudafinanciera

1T16

Mil

lare

s

Deuda MXN mil millones

2

1

8.7%

1 Incluye Contratos de Obra Pública Financiada.

2 Incluye intereses devengados y costo amortizado.

Evolución del patrimonio

36

(1,332) (1,394)

- (1) (62)

-1,600

-1,400

-1,200

-1,000

-800

-600

-400

-200

0

Patrimonio2015

Aportacionesdel Gobierno

Federal

Resultadosacumuladosintegrales

Resultado delejercicio

Patrimonio1T16

MXN mil millones

Programa de financiamiento de 2016 • PEMEX tiene autorizado un techo de endeudamiento neto para 2016 de MXN 240.4 mil

millones, compuesto por:

MXN 110.5 mil millones (interno)

MXN 129.9 mil millones (externo)

• En 2016, se tiene un avance en la captación de 54.9% con respecto a lo programado:

• En lo que resta de 2016, se buscará realizar transacciones en distintos mercados

internacionales como dólares, francos suizos y yenes, fortaleciendo la diversificación de las

fuentes de financiamiento.

Mercado local

Enero: crédito con la banca comercial por MXN 7 mil millones

Marzo: MXN 5 mil millones en CEBURES

Marzo: MXN 15 mil millones a través de tres líneas de crédito con la banca de desarrollo

Mercado internacional

Enero: USD 5 mil millones en tres tramos con vencimientos en 3, 5 y 10 años

Marzo: EUR 2.25 mil millones en dos tramos con vencimiento en 2019 y 2023

Abril: crédito bilateral con la banca comercial a 7 años por EUR 500 millones

37

38

Evolución del costo financiero en dólares

Fuente: Bloomberg

Relación con Inversionistas

(+52 55) 1944-9700

[email protected]

www.pemex.com/ri

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40

resultados preliminares al 31 de marzo de 2016 de resultados no... · 2016-04-28 · ajuste al...

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