resultados preliminares al tercer trimestre de 2013
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Resultados preliminares
al tercer trimestre de 2013
25 de octubre de 2013
Advertencia respecto a proyecciones a
futuro y nota precautoria
1
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 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. 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 20 a los estados financieros consolidados incluidos en la forma 20-F registrada ante la SEC el 30 de abril de 2012. El
EBITDA es una medida no contemplada en las NIIF emitidas por el CINIF. La conciliación del EBITDA se muestra en el Cuadro 35 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 de Petróleos Mexicanos.
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 prevaleciente al 30 de septiembre de 2013 de Ps. 13.0119 = U.S.$ 1.00. 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.
Régimen fiscal
A partir del 1 de enero de 2006, el esquema de contribuciones de Pemex-Exploración y Producción (PEP) quedó establecido en la Ley Federal de Derechos. El del resto de los Organismos Subsidiarios continúa establecido en la Ley de
Ingresos de la Federación. El derecho principal en el régimen fiscal actual de PEP es el Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH), cuya base gravable es un cuasi rendimiento de operación. Adicionalmente al pago del DOSH, PEP
paga otros derechos.
El Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) aplicable a gasolinas y diesel de uso automotriz se establece en la Ley de Ingresos de la Federación del ejercicio correspondiente. Si el precio al público es mayor que el precio
productor, el IEPS lo paga el consumidor final de gasolinas y diesel para uso automotriz; en caso contrario, el IEPS lo absorbe la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y lo acredita a PEMEX, quien es un intermediario entre la
SHCP y el consumidor final. La diferencia entre el precio al público, o precio final, y el precio productor de gasolinas y diesel es, principalmente, el IEPS. El precio al público, o precio final, de gasolinas y diesel lo establece la SHCP. El
precio productor de gasolinas y diesel de PEMEX está referenciado al de una refinería eficiente en el Golfo de México. Desde 2006, si el precio final es menor al precio productor, la SHCP acredita a PEMEX la diferencia entre ambos. El
monto de acreditación del IEPS se presenta en devengado, mientras que la información generalmente presentada por la SHCP es en flujo.
Reservas de hidrocarburos
De conformidad con el artículo 10 del Reglamento de la Ley Reglamentaria del artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, (i) los reportes de cuantificación de reservas elaborados por Petróleos Mexicanos deben ser aprobados
por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH); y (ii) la Secretaría de Energía registrará y dará a conocer las reservas de hidrocarburos de México con base en la información proporcionada por la CNH. Estos procesos actualmente
están en ejecución.
Al 1 de enero de 2010, la SEC modificó sus lineamientos y ahora permite que, en los registros ante la SEC de empresas de crudo y gas, se revelen no sólo reservas probadas, sino también reservas probables y posibles. Adicionalmente,
las reservas probables y posibles presentadas en este documento no necesariamente concuerdan con los límites de recuperación contenidos en las nuevas definiciones establecidas por la SEC. Asimismo, los inversionistas son invitados a
considerar cuidadosamente la divulgación de la información en la Forma 20-F y en el reporte anual a la Comisión Bancaria y de Valores, disponible en nuestro portal www.pemex.com o en Marina Nacional 329, Piso 38, Col. Petróleos
Mexicanos, Cd. de México, 11311 o en el (52 55) 1944 9700. Esta forma también puede ser obtenida directamente de la SEC llamando al 1-800-SEC-0330. presentada por la SHCP es en flujo.
Proyecciones a futuro
Este documento contiene proyecciones a futuro. Se pueden realizar proyecciones a futuro en forma oral o escrita en nuestros reportes periódicos a la Comisión Nacional Bancaria y de Valores (CNBV) y a la Comisión de Valores de los
Estados Unidos de América (SEC, por sus siglas en inglés), en nuestro reporte anual, en nuestras declaraciones, en memorándums de venta y prospectos, en publicaciones y otros materiales escritos, y en declaraciones verbales a
terceros realizadas por nuestros directores o empleados. Podríamos incluir proyecciones a futuro que describan, entre otras:
– Actividades de exploración y producción;
– Actividades de importación y exportación;
– Proyecciones de inversión y costos; compromisos; costos; ingresos; liquidez; etc.
Los resultados pueden diferir materialmente de aquellos proyectados como resultado de factores fuera de nuestro control. Estos factores pueden incluir, mas no están limitados a:
– Cambios en los precios internacionales del crudo y gas natural;
– Efectos causados por nuestra competencia;
– Limitaciones en nuestro acceso a recursos financieros en términos competitivos;
– Eventos políticos o económicos en México;
– Desarrollo de eventos que afecten el sector energético y;
– Cambios en la regulación.
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 no tenemos 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 (www.bmv.com.mx) y en la versión más reciente de la Forma 20-F de PEMEX registrada ante la SEC de EUA (www.sec.gov). Estos factores pueden provocar que los resultados realizados difieran
materialmente de cualquier proyección.
PEMEX
PEMEX es la empresa mexicana de petróleo y gas. Creada en 1938, es el productor exclusivo de los recursos petroleros y de gas en México. Sus organismos subsidiarios son Pemex-Exploración y Producción, Pemex-Refinación, Pemex-
Gas y Petroquímica Básica y Pemex- Petroquímica. La principal compañía subsidiaria es PMI.
Contenido
2
Principales aspectos
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
Principales aspectos 3T13
3
• Los ingresos totales ascendieron a Ps. 409.3 miles de millones.
• El costo de ventas disminuyó 0.8%.
• La producción de hidrocarburos promedió 3,646 Mbpced.
• La producción de crudo promedió 2,506 Mbd.
• Los impuestos y derechos causados durante el periodo alcanzaron Ps.
226.1 miles de millones.
• Durante el trimestre, el EBITDA fue de Ps. 261.3 miles de millones.
Entorno 3T13
4
80
85
90
95
100
105
110
115
120
125
6/12 9/12 12/12 3/13 6/13 9/13
Precios del Crudo US$/barril
Prom 3T13:
101.22 US$/b
Mezcla
Mexicana
Brent
Prom 3T12:
99.43 US$/b
2.5
3.0
3.5
4.0
4.5
6/12 9/12 12/12 3/13 6/13 9/13
Precios del Gas Natural US$/MMBtu
Prom 3T12:
2.27 US$/MMBtu
Prom 3T13:
4.02 US$/MMBtu
11.5
12.0
12.5
13.0
13.5
14.0
6/12 9/12 12/12 3/13 6/13 9/13
Tipo de Cambio Ps./US$
Sep 30, 2012:
12.8521 Pesos/US$
Sep 30, 2013:
13.0119 Pesos/US$
2.2
2.4
2.6
2.8
3.0
3.2
3.4
6/12 9/12 12/12 3/13 6/13 9/13
Precios de la Gasolina Regular en la Costa Norte del Golfo de Mexico
US$/Gal
Prom 3T12:
2.80 US$/Gal
Prom 3T13:
2.73 US$/Gal
Contenido
5
Principales aspectos
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
Producción de crudo
6
Mbd
• Durante el tercer
trimestre de 2013 la
producción de crudo
promedió 2,506 Mbd
76%
24%
Marina Terrestre
55% 54% 54% 55% 54%
32% 33% 33% 33% 34%
13% 13% 13% 12% 12%
2,546 2,561 2,544 2,516 2,506
3T12 4T12 1T13 2T13 3T13
Pesado Ligero Superligero
-
300
600
900
1,200
1,500
1,800
2,100
2,400
2,700
01-ene-13 01-mar-13 01-may-13 01-jul-13 01-sep-13
Producción diaria
Crudo pesado Crudo ligero Crudo superligero
Producción de gas natural
7
• El aprovechamiento
de gas natural fue
de 97.9%
(1) No incluye nitrógeno.
36%
64%
Marina Terrestre
67% 68% 67% 68% 70%
33% 32% 33% 32% 30%
5,626 5,664 5,769 5,558 5,635
3T12 4T12 1T13 2T13 3T13
Producción de gas natural1
MMpcd
Asociado No asociado
97 162
85 108 121
1.7%
2.9%
1.5%
1.9% 2.1%
3T12 4T12 1T13 2T13 3T13
Envío de gas a la atmósfera MMpcd
Envío de gas a la atmósfera(MMpcd)
Envío de gas a la atmósfera/ Total de gas producido
Infraestructura de operación
318 329 255
184 172
11 15
4
7 9
3T12 4T12 1T13 2T13 3T13
Terminación de Pozos
Desarrollo Exploración
143 138 132 147 142
19 15 17 21 23
162 153 149 169 165
3T12 4T12 1T13 2T13 3T13
Equipos de perforación Promedio
Desarrollo Exploración
37%
63%
Exploración
Marinos En tierra
33%
67%
Desarrollo
Marinos En tierra
8
991 1,226
550
1,098 864
7,861 6,791
5,310 4,210
2,595
-
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
100
600
1,100
1,600
2,100
3T12 4T12 1T13 2T13 3T13
Km2 Km Información sísmica
2D (Km) 3D (Km )2
6%
94%
Marinos
En tierra
6,189 6,437 6,632 6,501 6,468
3,463 3,259 3,350 3,314 3,363
9,652 9,696 9,983 9,816 9,831
3T12 4T12 1T13 2T13 3T13
Pozos en operación Promedio
Crudo Gas no asociado
329 344
259
191 181
Principales descubrimientos
9
Del 1 de enero al 30 de septiembre de 2013
Activo
Pozo
Era geológica
Producción inicial
Tirante de
agua
(Metros)
Tipo de
hidrocarburo
Crudo y
condensados
(bd)
Gas
(MMpcd)
Burgos
Chucla-1 Cretácico Superior Eagle Ford 24.0 1.893 Gas Húmedo
Santa Anita-401 Eoceno Queen City 90.2 5.930 Gas Húmedo
Gato-1001 Cretácico Inferior La Virgen 0.0 1.000 Gas Seco
Durián-1 Cretácico Superior Eagle Ford 0.0 1.885 Gas Seco
Veracruz Eltreinta-1 Mioceno Medio 756.0 0.341 Aceite ligero
Poza Rica-
Altamira Maximino-1 Eoceno Inferior Wilcox 3,796.0 15.020 2,919 Aceite ligero
Litoral de
Tabasco
Xux-1 DL Cretácico Superior-Medio 1,922.0 1.904 21 Aceite ligero
Miztón-1 Plioceno Medio 3,512.0 2.968 33 Aceite ligero
Ku-Maloob-
Zaap Tson-201
Jurásico Superior
Kimmeridgiano 2,907.0 0.720 92 Aceite negro
Maximino-1 y Lakach-21
10
Maximino-1
Maximino-1, Trion-1 y Supremus-1, otorgan
mayor certidumbre a los recursos
prospectivos del proyecto Área Perdido.
Lakach es un campo de gas no asociado
con una reserva total de 850 MMMpc.
Lakach-21
Contenido
11
Principales aspectos
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
Proceso de crudo
12
(1) Incluye parafinas, extracto de furfural, aeroflex, asfalto, lubricantes, coque, aceite cíclico ligero y otras gasolinas.
404 415 425 462 437
272 257 283 298 258
291 295 303 340
305
208 193 207 206
208 56 57
63 61
57 76 89 92
94 88
1,306 1,305 1,373
1,460 1,353
3T12 4T12 1T13 2T13 3T13
Producción de petrolíferos Mbd
Gasolinas automotrices Combustóleo Diesel GLP Turbosina Otros*1
El proceso de crudo y
la producción de
petrolíferos
ascendieron a 1,196
Mbd y a 1,353 Mbd,
respectivamente.
699 721 741 786 718
468 464 495 512 478
1,167 1,185 1,235 1,298
1,196
3T12 4T12 1T13 2T13 3T13
Proceso de crudo Mbd
Crudo ligero Crudo pesado
Proceso de gas natural y producción de gas
seco y de líquidos del gas natural
13
(1) Incluye el proceso de condensados.
3,384 3,284 3,334 3,164 3,409
960 850 1,148 1,089 1,061
4,344 4,134 4,481 4,253 4,471
3T12 4T12 1T13 2T13 3T13
Proceso MMpcd
Gas húmedo dulce
Gas húmedo amargo
3,579
3,494
3,759
3,600
3,755
373
333
361 354 368
310
340
370
400
430
460
490
520
3,200
3,400
3,600
3,800
3T12 4T12 1T13 2T13 3T13
Mbd
MM
pcd
Producción MMpcd
Gas seco de plantas(MMpcd)
Líquidos del gas natural(Mbd) 1
Producción de petroquímicos
14
(1) 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.
Mt
9 9 9 18 20
345 323 347 343 350
312 253
306 336 248
16 75
83 146
175 116 111 90
110 111
392 367
445
518 507
1,189 1,138
1,279
1,470 1,410
3T12 4T12 1T13 2T13 3T13
Otros*
Propileno y derivados
Aromáticos y derivados
Derivados del etano
Derivados del metano
Básicos
1
Contenido
15
Principales aspectos
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
Principales resultados financieros 3T13
16
2012 2013
Variación
20123 2013
Miles de millones de
pesos
Miles de millones de
dólares
Ventas totales1 408.9 409.3 0.1% 31.4 31.5
Rendimiento bruto 205.0 207.1 1.0% 15.8 15.9
Rendimiento de operación 221.5 192.3 (13.2%) 17.0 14.8
Rendimiento antes de
Impuestos y derechos 247.5 186.9 (24.5%) 19.0 14.4
Impuestos y derechos 222.9 226.1 1.4% 17.1 17.4
Rendimiento (pérdida) neto 24.5 (39.2) (259.7%) 1.9 (3.0)
EBITDA2 283.1 261.3 (7.7%) 21.8 20.1
(1) Excluye IEPS.
(2) Ingresos antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización.
(3) Al tipo de cambio de cierre al 30 de junio de 2012: Ps.13.6530 por dólar estadounidense.
Tercer trimestre Tercer trimestre
Ventas Totales
Comparación 3T12 vs. 3T13
17
Ps. MM
408,918 409,305 17,883 (18,297) 801
3T12 Nacionales Exportación Ingresos por servicios
3T13
0.1%
Rendimiento bruto
Comparación 3T12 vs. 3T13
18
Ps. MM
204,983 207,059 387 1,690
3T12 Ventas totales Costo de lo vendido 3T13
1.0%
Rendimiento de operación
Evolución 3T12 a 3T13
19
Ps. MM
221,480
192,282
2,077 (3,755) (27,520)
3T12 Rendimientobruto
Gastosgenerales
Otrosingresos(gastos)
3T13
-13.2%
Impuestos y Derechos
3T12 vs. 3T13
20
Ps. MM
1.4%
3T12 3T13
222,906
178,122
44,784
Impuestos totales IEPS acreditable Impuestos porpagar
226,085 203,565
22,520
Impuestos totales IEPS acreditable Impuestos porpagar
Rendimiento neto
Evolución 3T12 al 3T13
21
(1) Participación en resultados de cias. no consolidadas, asociadas y otras
Ps. MM
24,544
(39,199)
(29,199)
4,972
(34,263)
(2,074) (3,179)
3T12 Rendimientode operación
Rendimiento(costo)
financiero
Utilidad(pérdida) en
cambios
Participaciónen resultados
Impuestos yderechos
3T131
Flujo de efectivo consolidado
al 30 de septiembre de 2013
22
(1) Neto de impuestos
(2) Excluye Contratos de Obra Pública Financiada.
(3) Incluye un efecto de Ps. 154 millones por cambios en el valor del efectivo.
Ps. MM
119,235
148,628
106,755
446,659
114,102
(68,021) (27,570)
(137,477)
(8,310)
72,041 (91,333)
Caja al iniciodel año
Recursosgenerados porla operación
Actividades de
financiamiento
Flujodisponible
Pago de deuda
Interesespagados
Inversiones Impuestos Caja al finaldel periodo
1
3
2
2
178,796 (159,354) Deuda PMI
Deuda Petróleos Mexicanos
Deuda consolidada
al 30 de septiembre de 2013
23
(1) Excluye Contratos de Obra Pública Financiada.
(2) Incluye intereses devengados, comisiones y gastos por emisión de deuda, pérdidas sobre par, Contratos de Obra Pública Financiada y
costo amortizado.
Ps. MM
0.49
0.50
0.46
0.47
0.45
0.48
0.46 0.47
0.50
al 30 de sep2011
al 31 de dic2011
al 31 de mar2012
al 30 de jun2012
al 30 de sep2012
al 31 de dic2012
al 31 de mar2013
al 30 de jun2013
al 30 de sep2013
Deuda / Ventas
672,618
178,796 (159,354)
729,992
693,937 667,624 106,755 114,241
78,047 (68,021)
(1,499) (114,102) 786,859 808,039 240 72,041 (91,333)
Deuda total2012
Actividadesde
financiamiento
Pago dedeuda
Gananciacambiaria
Otros Deuda total3T13
Efectivo yequivalentesde efectivo
Deuda neta3T13
Deuda neta2012
1
2
Deuda PMI
Deuda Petróleos Mexicanos
Corto Plazo
Largo Plazo
2.7%
Principales aspectos 3T13
24
• Los ingresos totales ascendieron a Ps. 409.3 miles de millones.
• El costo de ventas disminuyó 0.8%.
• La producción de hidrocarburos promedió 3,646 Mbpced.
• La producción de crudo promedió 2,506 Mbd.
• Los impuestos y derechos causados durante el periodo alcanzaron Ps.
226.1 miles de millones.
• Durante el trimestre, el EBITDA fue de Ps. 261.3 miles de millones.
Contenido
25
Principales aspectos
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
Relación con Inversionistas
(+52 55) 1944 - 9700
@PEMEX_RI