resultados preliminares al 31 de marzo de 2016 de resultados no... · 2016-04-28 · ajuste al...
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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
MXN miles de millones
Plan de Ajuste
5
Ajuste al Presupuesto 2016
Líneas de acción
MXN miles de millones
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
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
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
1. Adaptación de la empresa al nuevo entorno de precios
2. Exploración y producción
3. Transformación industrial
4. Entorno
5. Resultados financieros
6. Preguntas y respuestas
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
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
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
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
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
Nota: Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
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
Rendimientode operación
Costofinanciero
neto
Rendimientoantes de
impuestos yderechos
Impuestos yderechos
Rendimiento(pérdida)
neto
1T16 MXN mil millones
1
280 (206) 74 (37) 37 (46) (9) (92) (101)
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 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
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
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
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 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
Nota: Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
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
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
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
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 del costo financiero
29 Nota: Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
(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
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
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
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 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
Nota: Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
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
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 la pérdida neta
34 Nota: Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
(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
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
40