Resultados preliminares al 31 de diciembre de...
31
27 de febrero de 2015 Resultados preliminares al 31 de diciembre de 2014
Transcript of Resultados preliminares al 31 de diciembre de...
27 de febrero de 2015
Resultados preliminares al 31 de diciembre de 2014
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 23 de los estados financieros
consolidados incluidos en el Reporte Anual 2012 registrado ante la Comisión Nacional Bancaria y de Valores (CNBV), o la Forma 20-F 2012 registrada ante la U.S. Securities and Exchange Commission (SEC).
El EBITDA es una medida no contemplada en las NIIF. La conciliación del EBITDA se muestra en el Cuadro 33 de los respectivos anexos al reporte. La información presupuestal está elaborada conforme a las Normas Gubernamentales, por lo que no incluye a las compañías subsidiarias ni empresas filiales
de Petróleos Mexicanos.
Es importante mencionar que los contratos de crédito vigentes no incluyen compromisos financieros o causales de incumplimiento que podrían originarse como resultado del patrimonio negativo.
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 31 de diciembre de 2014 de MXN 14.7180 = USD 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 y hasta el 31 de diciembre de 2014 el esquema de contribuciones de PEP se establece en la Ley Federal de Derechos; y el del resto de los Organismos Subsidiarios en la Ley de Ingresos de la Federación. El derecho principal en este régimen fiscal de PEP es el Derecho
Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH), cuya base gravable es un cuasi rendimiento de operación. Adicionalmente al pago del DOSH, PEP ha pagado otros derechos.
El Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) aplicable a gasolinas y diésel 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 diésel
para uso automotriz; en caso contrario, el IEPS lo absorbe la SHCP y lo acredita a Pemex-Refinación (PR), 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 diésel es, principalmente, el IEPS “El precio
al público”, o “precio final”, de gasolinas y diésel lo establece la SHCP. El “precio productor” de gasolinas y diésel de PR 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 PR 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 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.
Al 1 de enero de 2010 la SEC modificó sus lineamientos y ahora permite que se revelen también reservas probables y posibles. Sin embargo, cualquier descripción presentada en este documento de las reservas probables o posibles no necesariamente debe coincidir con los límites de recuperación
contenidos en las nuevas definiciones establecidas por la SEC. Asimismo, los inversionistas son invitados a considerar cuidadosamente las revelaciones contenidas en el Reporte Anual registrado ante la CNBV y en la Forma 20-F registrado ante la SEC, ambos disponibles en www.pemex.com.
Proyecciones a futuro
Este documento contiene proyecciones a futuro, las cuales se pueden realizar en forma oral o escrita en los reportes periódicos de Petróleos Mexicanos a la CNBV y a la SEC, en las declaraciones, en memorándums 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 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 que se encuentra disponible en el portal de la Bolsa Mexicana de Valores, S.A.B. de C.V. (www.bmv.com.mx) y en la versión más reciente de la Forma 20-F de Petróleos Mexicanos registrada ante
la SEC (www.sec.gov). Estos factores pueden provocar que los resultados realizados difieran materialmente de cualquier proyección.
Contenido
Avances de la Reforma Energética
Exploración y producción
Transformación industrial
Entorno
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
2
Metas alcanzadas
3
Contenido
Avances de la Reforma Energética
Exploración y producción
Transformación industrial
Entorno
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
4
Reservas 2P
(MMbpce)1 Inversión esperada
(USD MMM) Campos
Primera etapa:
22 contratos
existentes
Fase uno 569 11.4 Activos Poza Rica-Altamira y Burgos
Fase dos 1,639 32.8 Activos ATG y Burgos
Segunda etapa:
asociaciones
(farm-outs)
Aguas
someras 350 6.3 Bolontikú, Sinán y Ek
Crudo extra-
pesado 747 6.2 Ayatsil-Tekel-Utsil
Terrestres 248 1.7 Rodador, Ogarrio y Cárdenas-Mora
Aguas profundas
(gas) 212 6.8 Kunah-Piklis
Aguas profundas
(aceite) 5392 11.2 Trión y Exploratus
Total 4,304 76.5
1 MMbpce – millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
2 Reserves 3P 5
Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Ago / Abr 15
Nov 14 / Dic 15
2014 2015
Migración de CIEP y COPF – Primera etapa
Asociaciones con PEMEX (Farm-outs)
Ene / Jun 15 CIEP y COPF - Segunda etapa
Migración de asignaciones a contratos: COPFs, CIEPs y Farm-outs
6
Migración de asignaciones a contratos: COPFs, CIEPs y Farm-outs
Contratos COPFs y CIEPs
• A la fecha, se encuentran vigentes:
• 6 Contratos de Obra Pública Financiada (COPF)
• 16 Contratos Integrales de Exploración y Producción (CIEP)
• El 19 de diciembre de 2014, se presentaron a la Secretaría de Energía las primeras
nueve solicitudes de migración:
• COPF: Misión y Olmos
• CIEP: Santuario, Magallanes, Altamira, Arenque, Ébano, Miquetla y Pánuco
Farm-outs
• Se han identificado, en un primera etapa, 14 campos para migrar de Asignaciones a
Contratos de Exploración y Extracción
• 3 campos maduros en aguas someras
• 3 campos de aceite extra-pesado marinos
• 4 campos maduros terrestres
• 2 campos gigantes de gas en aguas profundas
• 2 campos de aceite descubiertos en Área Perdido
Mayor producción de crudo ligero Mbd
7
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
ene-14 mar-14 may-14 jul-14 sep-14 nov-14
Producción diaria
Crudo pesado Crudo ligero Crudo superligero
53% 53% 51% 51%
34% 35% 36% 37%
13% 12% 13% 12%
2,522 2,492 2,468 2,398 2,360 2,429
2013 1T14 2T14 3T14 4T14 2014
Pesado Ligero Superligero
76%
24%
Marina Terrestre
Promedio anual
Inicio de producción Ayatsil-Tekel
8
Plano de ubicación
Ayatsil Tekel Utsil Total
2P 555.9 127.8 46.8 730.5
Reservas
Mmbpce
• Localizado entre 130-140 km frente a las
costas de Campeche
• Superficie de 74 km2
• Tirante de agua 125 m
• Potencial de reservas a recuperar de 730.5 MMbpce
• Compuestas principalmente de crudo extra-pesado
Perfil de producción
13 44
89 124 136
2015 2016 2017 2018 2019
Crudo
Mbd
2 5
10 14 16
2015 2016 2017 2018 2019
Gas
MMpcd
• Se estima una producción máxima de 136 Mbd y
16 MMpcd
Mayor producción de gas natural1
El aprovechamiento de
gas natural en 2014 fue
de 95.7%
9
72% 72% 68% 69%
28% 28% 32% 31%
5,679 5,808 5,762 5,701 5,761 5,758
2013 1T14 2T14 3T14 4T14 2014
Producción de gas natural
MMpcd
Asociado No asociado
42%
58%
Marina Terrestre
124
177 225
276 304
246
96.9% 96.1% 95.2% 94.7%
2013 1T14 2T14 3T14 4T14 2014
Aprovechamiento de gas MMpcd
Envío de gas a la atmósfera (MMpcd)
Aprovechamiento de gas / Total de gas producido
Promedio anual
Promedio anual
1 No incluye nitrógeno
97.8% 95.7%
Actividad exploratoria Sísmica 3D (km2)
13,991
6,019
2013 2014
Pozos perforados
38
24
2013 2014
Inversión (millones de pesos)
32,178
35,063
2013 2014
2013
2014 Millones de pesos
Pozos 23,907 26,256
Sísmica 5,141 5,448
Otros 3,130 3,358
Total 32,178 35,063
2014 Pozos Inversión
Millones de pesos
Aguas profundas 5 17,043
Aguas someras 5 8,780
Terrestres 14 9,242
Total 24 35,063
Contenido
Avances de la Reforma Energética
Exploración y producción
Transformación industrial
Entorno
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
11
Integrar para lograr mayores sinergias
12
• La integración de las distintas divisiones de
Transformación Industrial permite capturar diversas
sinergias:
‒coordinación y eficiencia operativas;
‒ integración de cadenas de valor; y
‒elaboración de estrategias integrales de atención
a clientes y mercados
• La futura creación de filiales de Logística,
Cogeneración, Fertilizantes y Polímeros de Etileno
favorecerán igualmente en:
‒mayor agilidad para captar ventajas competitivas
‒ahorros en servicios auxiliares
• Oportunidades de generar alianzas estratégicas en
un sector regulado
Refinación
Gas
Petro-
química
Proyectos de PEMEX que apoyan las eficiencias de Transformación Industrial
13
Refinería
Planta de procesamiento de
gas
Instalaciones de PEMEX
Proyecto Capacidad
est. (MW)
Cactus 560
Salina
Cruz 690
Tula 640
Minatitlán 690
Cadereyta 390
Total 2,970
Salina Cruz
Cactus
Minatitlán Tula
Cadereyta
• Inicio operaciones del gasoducto Los Ramones
Fase I
• Cogeneración (potencial de 2.9 GW)
• Incremento en la capacidad de almacenamiento en
la Terminal de Tuxpan
• Inicio de operaciones de las plantas del proyecto
de gasolinas UBA en Cadereyta
Los Ramones
Tuxpan
Terminal marítima
2.93 3.56
1.32
-0.96 -1.84
1.76
2013 1T14 2T14 3T14 4T14 2014
Margen variable de refinación USD/b
Durante 2014 el proceso de crudo y
la producción de petrolíferos fueron
de 1,155 Mbd y de 1,321 Mbd,
respectivamente.
Mejora en el margen variable de refinación
14
730 657
495 499
1,224
1,157 1,190 1,177 1,079
1,155
2013 1T14 2T14 3T14 4T14 2014
Proceso de crudo Mbd
Crudo pesado
Crudo ligero
437 422
269 259
313 287
206 205
61 53
100 95
1,386
1,330 1,401 1,329 1,226
1,321
2013 1T14 2T14 3T14 4T14 2014
Producción de petrolíferos Mbd
Gasolinas automotrices Combustóleo Diesel GLP Turbosina Otros1
1 Incluye parafinas, extracto de furfural, aeroflex, asfalto, lubricantes, coque, aceite cíclico ligero y otras gasolinas.
Promedio anual
Promedio
trimestral
Mayor proceso de gas húmedo amargo
15
3,330 3,356
1,074 986
4,404
4,384 4,311 4,347 4,329
4,343
2013 1T14 2T14 3T14 4T14 2014
Proceso de gas natural MMpcd
Gas húmedo dulce
Gas húmedo amargo
1 Incluye el proceso de condensados.
3,671
3,593 3,638 3,658
3,693 3,640
369 368 363 356 362 364
300
325
350
375
400
3,200
3,400
3,600
3,800
2013 1T14 2T14 3T14 4T14 2014
Mbd MMpcd
Producción de gas seco y líquidos del gas Gas seco deplantas (MMpcd)
Gas seco de plantaanual
Líquidos del gas(Mbd)
Líquidos de gasanual
1
Mayor producción en las cadenas de aromáticos y propileno
16
1
Miles de toneladas
479 428
1,348 1,278
1,148 1,005
544 642
445 506
1,492 1,391
5,455
1,441
1,366
1,244
1,200
5,251
2013 1T14 2T14 3T14 4T14 2014
Otros
Propileno yderivados
Aromáticos yderivados
Derivados deletano
Derivados delmetano
Básicos
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.
Contenido
Avances de la Reforma Energética
Exploración y producción
Transformación industrial
Entorno
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
17
Entorno 2014
18
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
1/13 4/13 7/13 10/13 1/14 4/14 7/14 10/14
Precios de la gasolina regular en la costa norte del Golfo de México
USD/Gal
Prom 2013:
2.78 USD/Gal
Prom 2014:
2.57 USD/Gal
11.5
12.0
12.5
13.0
13.5
14.0
14.5
15.0
1/13 4/13 7/13 10/13 1/14 4/14 7/14 10/14
Tipo de cambio MXN/USD
dic 31, 2013:
13.08 MXN/USD
dic 31, 2014:
14.72 MXN/USD
2.5
3.5
4.5
5.5
6.5
7.5
8.5
1/13 4/13 7/13 10/13 1/14 4/14 7/14 10/14
Precios del gas natural USD/MMBtu
Prom 2013:
3.65 USD/MMBtu
Prom 2014:
4.43 USD/MMBtu
30
50
70
90
110
130
1/13 4/13 7/13 10/13 1/14 4/14 7/14 10/14
Precios del petróleo crudo USD/b
Mezcla mexicana
WTI
Prom 2014:
86.56 US$/b
Prom 2013:
98.53 US$/b
Contenido
Avances de la Reforma Energética
Exploración y producción
Transformación industrial
Entorno
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
19
Ventas y Rendimiento bruto
20
1,631
766 617
482
(746)
(264)
865
149 135
Ventas totalesnetas de IEPS
Costo deventas
Rendimientobruto
Gastosgenerales
Rendimientode operación
Costosfinancieros
Rendimientoantes de
impuestos yderechos
Impuestos yderechos
Rendimiento(pérdida) neto
2014 MXN MMM
1
1,703 840 863 135 728 (33) 695 865 (170)
1,263 623 640 118 522 (45) 477 625 (148)
2013
9 meses 2014
1 Incluye Otros gastos
2 Incluye participación de subsidiarias y asociadas
2
Rendimiento antes de impuestos y derechos
21
1,631
766 617
482
(746)
(264)
865
149 135
Ventas totalesnetas de IEPS
Costo deventas
Rendimientobruto
Gastosgenerales
Rendimientode operación
Costosfinancieros
Rendimientoantes de
impuestos yderechos
Impuestos yderechos
Rendimiento(pérdida) neto
2014 MXN MMM
1
1,703 840 863 135 728 33 695 865 (170)
1,263 623 640 118 522 45 477 625 (148)
2013
9 meses 2014
1 Incluye Otros gastos
2 Incluye Participación de subsidiarias y asociadas
2
1,631
766 617
482
746
(264)
865
149 135
Ventas totalesnetas de IEPS
Costo deventas
Rendimientobruto
Gastosgenerales
Rendimientode operación
Costosfinancieros
Rendimientoantes de
impuestos yderechos
Impuestos yderechos
Rendimiento(pérdida) neto
2014 MXN MMM
Resultado neto
22 1 Incluye Otros gastos
2 Incluye Participación de subsidiarias y asociadas
1
1,703 840 863 135 728 33 695 865 (170)
1,263 623 640 118 522 45 477 625 (148)
2013
9 meses 2014
2
Evolución del Pasivo
23
MXN MMM
1 Incluye Contratos de Obra Pública Financiada y Contratos Integrales de Exploración y Producción.
2 Incluye intereses devengados y costo amortizado.
427
(207) 79
841
1,143 3
Deuda financiera2013
Actividadesde
financiamiento
Amortizaciones Variacióncambiaria
Otros Deuda financiera2014
Deuda financiera
1
2
35.9%
273 278
1,119
302
355 9 (6)
1,474
841
1,143 2,233
2,895
Total Pasivo2013
Deudafinanciera
Reservapara beneficiosa empleados
Proveedores Otros pasivos Total Pasivo2014
Otros pasivos
Pasivo laboral
Deuda financiera
34
39
47
58 61
66
71 74 74 75
1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2013
24
Antecedentes y actualización necesaria del esquema de pensiones
El Gobierno Federal aportará la cantidad equivalente a los ahorros que resulten de
la negociación y modificación del Contrato Colectivo de Trabajo con base en:
• Régimen de cuentas individuales portables para nuevos empleados
• Ajuste gradual de parámetros para trabajadores activos
1,474
42%
48%
10%
Obligacioneslaborales
totales
Obligacionesa reformar
Pensiones encurso y
derechosadquiridos
Obligaciones laborales MXN MMM
En 1942 se establecen
condiciones de jubilación:
• 55 años de edad
• 25 años de antigüedad
• hasta 80% del sueldo El incremento de
la esperanza de
vida ha generado
un crecimiento
exponencial en el
pasivo laboral
Derechos
adquiridos
Pensiones
en curso
México: Esperanza de vida al nacer
Años
Evolución del Patrimonio
25
(185)
(770)
(52)
(269)
(264)
Patrimonio2013
Aportacionesdel Gobierno
Federal
Resultadosacumuladosintegrales
Resultado delejercicio
Patrimonio2014
MXN MMM
26
Programa de financiamientos 2015
100% = USD 18.5 MMM
44.7%
35.0%
12.2%
6.5%
1.6%
Mercados internacionales
Mercados nacionales
Préstamos bancarios
Agencias de Crédito a la Exportación (ECAs)
Otros
Fuente Programa
USD MMM
Mercado nacional 7.0 – 9.0
Mercados internacionales 8.0 – 11.0
Préstamos bancarios 2.0 – 3.0
Agencias de Crédito a la Exportación
(ECAs) 1.0 – 2.0
Otros 0.2 – 0.5
Programa de financiamientos 2015
Moneda Tasa de interés Instrumento Exposición por
moneda
63% 9% 4%
1%
1% 22%
Dólar Euros
UDIS Libra Esterlina
Yenes Pesos
72%
28%
Fija Flotante
58% 19%
7%
11%
4% 1%
Bonos Intl. Cebures
ECAs Bancario Intl.
Bancario Nal. Otros
74% 0%
25%
1%
Dólar Euros Pesos UDI
27
Disciplina financiera
Premisas del ajuste presupuestal
• Minimizar el efecto en la producción de crudo y gas.
• Minimizar el impacto en la restitución de reservas.
• Mantener la capacidad de suministrar el mercado
nacional de petrolíferos.
• Minimizar el impacto en la seguridad y confiabilidad de
las instalaciones y con apego a las normas ambientales.
• Minimizar el posible impacto en la competitividad futura
para la apertura del mercado nacional de petrolíferos.
• Incrementar la rentabilidad de PEMEX.
28
Metas futuras
Contenido
Avances de la Reforma Energética
Exploración y producción
Transformación industrial
Entorno
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
29
