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30 de abril de 2015

Resultados preliminares al 31 de marzo de 2015

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.

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 cambiaras de pesos 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 2015, el tipo de cambio utilizado es de MXN 15.1542= 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 PEP 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 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. Si el “precio al público” es mayor que el “precio productor”, el IEPS lo paga el consumidor final. En el caso contrario, el IEPS lo ha

absorbido la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y lo ha acreditado a PEMEX. En este segundo caso, también llamado “IEPS negativo”, el monto acreditado se ha incluido en “Otros ingresos (egresos)” en los Estados de resultados.

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. Hasta 2014 el “precio al público”, o “precio final”, lo estableció la SHCP. En 2015 la SHCP estableció un techo para el “precio al público” con base en las

expectativas de inflación. En 2016 y 2017 la SHCP hará lo mismo y de 2018 en adelante el precio será determinado por el mercado, de darse condiciones de competencia económica.

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 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 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.

http://www.pemex.com/

Contenido

Entorno

Exploración y producción

Transformación industrial

Resultados financieros

Preguntas y respuestas

2

Entorno 1T15

3

30

50

70

90

110

130

1/14 3/14 5/14 7/14 9/14 11/14 1/15 3/15

Precios del petróleo crudo USD/b

Mezcla Mexicana

WTI

Prom 1T14:

92.41 USD/b Prom 1T15:

44.84 USD/b

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

1/14 3/14 5/14 7/14 9/14 11/14 1/15 3/15

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

USD/Gal

Prom 1T14:

2.69 USD/Gal

Prom 1T15:

1.54 USD/Gal

12.5

13.0

13.5

14.0

14.5

15.0

15.5

16.0

01/14 03/14 05/14 07/14 09/14 11/14 01/15 03/15

Tipo de cambio MXN/USD

Prom 1T14:

13.24 MXN/USD

Prom 1T15:

14.93 MXN/USD

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

1/14 3/14 5/14 7/14 9/14 11/14 1/15 3/15

Precios del gas natural Henry Hub USD/MMBtu

Prom 1T14:

4.95

USD/MMBtu

Prom 1T15:

2.99

USD/MMBtu

Contenido

Entorno





4

Desempeño en producción de crudo Mbd

5

53.1% 52.6% 51.4% 51.3% 50.6%

34.4% 35.2% 35.8% 37.0% 37.7%

12.5% 12.2% 12.8% 11.8% 11.8%

2,492 2,468 2,398 2,360 2,300

1T14 2T14 3T14 4T14 1T15

Pesado Ligero Superligero

78%

22%

Marina Terrestre

-

500

1,000

1,500

2,000

2,500

ene-14 mar-14 may-14 jul-14 sep-14 nov-14 ene-15 mar-15

Producción diaria

Crudo pesado Crudo ligero Crudo superligero

Desempeño en producción de gas natural1

El aprovechamiento de

gas natural en el primer

trimestre de 2015 fue de

95.5%

6 1 No incluye nitrógeno.

72.3% 71.8% 68.4% 68.7% 69.8%

27.7% 28.2% 31.6% 31.3% 30.2%

5,808 5,762 5,701 5,761 5,753

1T14 2T14 3T14 4T14 1T15

Producción de gas natural MMpcd

Asociado No asociado

177 225

276 304 261

96.9% 96.1% 95.2% 94.7% 95.5%

1T14 2T14 3T14 4T14 1T15

Aprovechamiento de gas MMpcd

Envío de gas a la atmósfera (MMpcd)

Aprovechamiento de gas / Total de gasproducido

45%

55%

Marina Terrestre

Reservas probadas de PEMEX al 1 de enero de 20151

7

Crudo:

Gas seco equivalente:

Condensados y líquidos de planta:

75% 76% 72%

17% 16% 19%

8% 8% 9%

12.4

8.4

3.9

Probadas (1P) Desarrolladas Nodesarrolladas

68%

32%

100% = 12.4

Desarrolladas

No desarrolladas

Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMMbpce)

1 Reservas otorgadas a PEMEX en las asignaciones de Ronda Cero.

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

Reservas 3P de PEMEX al 1 de enero de 20151

8

MMMbpce

Crudo: 74% 68% 71% 65% 69%

Gas seco equivalente:

17% 24% 20% 26% 22%

Condensados y líquidos de planta:

9% 8% 9% 9% 9%

12.4

8.8

21.2

10.3

31.5

Probadas(1P)

Probables 2P Posibles 3P

1 Reservas otorgadas a PEMEX en las asignaciones de Ronda Cero.

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo. Las reservas probables y posible están en proceso de dictaminación por parte de la CNH.

70% 59% 55%

30% 41% 45%

1P 2P 3P

44% 35% 35%

56% 65% 65%

1P 2P 3P

Distribución geográfica de las reservas de PEMEX

9

Reservas de crudo MMMb

Reservas al 1 de enero de 2015:

Tipo de reserva:

Reservas de gas natural MMMMpc

Marino

Terrestre

100% = 9.2 15.1 21.8 14.6 28.4 46.0

Cuenca Prod.

acum.

Reservas Recursos

prospectivos

1P 2P 3P Conv. No

conv.

Sureste 47.8 10.8 14.2 18.2 12.5

Tampico

Misantla 6.3 1.0 5.9 10.6 2.4 3.3

Burgos 2.5 0.3 0.4 0.6 1.5

Veracruz 0.8 0.2 0.2 0.2 0.6

Sabinas 0.1 0.0 0.0 0.1 0.4

Aguas

profundas 0.0 0.1 0.4 1.8 5.2

Total 57.5 12.4 21.1 31.5 20.7 5.2

MMMbpce Cuencas productoras

Crudo y gas

Gas

Sureste

Veracruz

Tampico-

Misantla

Burgos Sabinas

Golfo de México

Aguas

profundas


Relación reserva-producción1 de PEMEX

10

1P

2P

3P

Año

Producción

MMbpce

Relación reserva-producción

Años

Relación reserva-producción

Reserva

Producción =

1,353 2013

1,333 2014

1,291 2015 2

24.4

16.4

9.6

31.6

18.6

10.1

32.9

19.3

10.2

1 Al 1 de enero de cada año.

2 Considera sólo asignaciones de PEMEX.


77.1 85.5 101.1 104.3 67.8 67.4

2010 2011 2012 2013 2014 2015

Evolución de la tasa de restitución de reservas probadas

11

Tasa de restitución 1P1

Por ciento

Al 1 de enero de cada año

77.1% 85.8%

101.1% 104.3%

67.8% 67.4%

128.7%

103.9% 107.6%

127.9%

87.2%

64.8%

0%

50%

100%

150%

2010 2011 2012 2013 2014 2015

1P 3P

Tasa de restitución de reservas2

1 Incluye: descubrimientos, delimitaciones, desarrollos y revisiones.

2 La tasa de restitución 3P sólo incluye descubrimientos.

Reservas de México Asignaciones de PEMEX

Incidente en Abkatún – A Permanente

1

2

3

4

5

7

6

1. Permanente

2. Tetrápodo

3. Habitacional

4. Enlace

Complejo Abkatún A • Atención oportuna del incidente

• Personal bien calificado

• Apoyo y coordinación efectiva de

embarcaciones y operaciones aéreas

• Acceso seguro al complejo para inicio de

investigaciones

• Sistemas de Seguridad y Control en sitio

• Cumplimiento de auditorías de seguridad sin

observaciones de riesgo relevantes

• Metas de producción regionales serán

alcanzadas

A 79 km al noroeste de Cd.

del Carmen, Camp.

Tirante de agua promedio

de 39 m

Personas

evacuadas

Fallecidos Personas no

localizadas

301 4 3

Atención médica

PEMEX Compañías Total

21 24 45

5. Compresión

6. Perforación

7. Temporal

8. Área afectada

12

Contenido

Entorno





13

En el primer trimestre de 2015 el

proceso de crudo y la producción

de petrolíferos fueron de 1,058 Mbd

y de 1,221 Mbd, respectivamente.

Desempeño en procesamiento y producción de petrolíferos

14 1 Incluye parafinas, extracto de furfural, aeroflex, asfalto, lubricantes, coque, aceite cíclico ligero y otras gasolinas.

659 676 696 591 547

507 514 481 488 511

1,166 1,190 1,177 1,079 1,058

1T14 2T14 3T14 4T14 1T15

Proceso de crudo Mbd

Crudo pesado

Crudo ligero

430 453 421 383 388

241 276 283 237 205

282 307 285

273 287

214 210 203

195 195

57 59 53

45 50

105 97

85 93 95

1,330 1,401

1,329 1,226 1,221

1T14 2T14 3T14 4T14 1T15

Producción de petrolíferos Mbd

Gasolinas automotrices Combustóleo Diesel GLP Turbosina Otros*1

2.93 3.56

1.32

-0.96 -0.15

1T14 2T14 3T14 4T14 1T15

Margen variable de refinación USD/b

Proceso y producción de gas

15 1 Incluye el proceso de condensados.

3,412 3,334 3,348 3,332 3,345

972 976 999 997 953

4,384 4,311 4,347 4,329 4,298

1T14 2T14 3T14 4T14 1T15

Proceso de gas natural MMpcd

Gas húmedo dulce

Gas húmedo amargo

3,671

3,593 3,638 3,658

3,597

369 368 363 356

349

300

325

350

375

400

425

450

3,200

3,400

3,600

3,800

1T14 2T14 3T14 4T14 1T15

Mbd MMpcd

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

Líquidos del gasnatural (Mbd)1

Producción de petroquímicos

16

Miles de toneladas

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.

112 98 111 108 118

360 350 289 279 307

282 262 235 226

269

165 177 149 152

197

123 125

136 122

118

399 354

325 314 261

1,441 1,366

1,244 1,200

1,269

1T14 2T14 3T14 4T14 1T15

Otros*

Propileno y derivados

Aromáticos yderivados

Derivados del etano

Derivados delmetano

Básicos

1

17 1. Participación indirecta: se refiere a que la participación se mantiene a través de una subsidiaria o filial del

propio grupo o empresa.

Los Ramones Fase II: Norte

• Estructura accionaria (TAG Pipelines Norte):

• 45% BlackRock/First Reserve1

• 30% PGPB1

• 25% IEnova Gasoductos1

• Comienzo de operaciones: Diciembre 2015

• Capacidad: 1.4 MMMpc; 42” diámetro

• Inversión: USD 1.3 miles de millones

• Extensión: 452 km (Los Ramones, NL a San

Luis Potosí, SLP)

Los Ramones Fase II: Sur

• Estructura accionaria: (TAG Pipelines Sur):

• 50% GDF Suez1

• 45% BlackRock/First Reserve1

• 5% PGPB1


• Capacidad: 1.4 MMMpc; 42” diámetro


• Extensión: 291 km (San Luis Potosí, SLP a

Apaseo el Alto, GTO)

Los Ramones Fase I

• Estructura accionaria: (Gasoductos de

Chihuahua):

• 50% PGPB

• 50% IEnova Gasoductos


• Capacidad: 1.0 MMMpc (2014) a 2.1 MMMpc

(2015); 48” diámetro


• Extensión: 116 km (Agua Dulce, TX a Los

Ramones, NL)

Gasoducto Los Ramones

Contenido

Entorno





18

280.0

85.5

48.4

2.3

100.5

194.5

37.1

46.2

102.8

Ventastotales netas

de IEPS

Costo deventas

Rendimientobruto

Gastosgenerales

Rendimientode operación

Costosfinancieros

Rendimientoantes de

impuestos yderechos

Impuestos yderechos

Rendimiento(pérdida) neto

Mil

lare

s

MXN MMM

Ventas y rendimiento bruto

19

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 Efecto de

asociadas y compañías subsidiarias no consolidadas.

Nota: Las cifras pueden no coincidir por redondeo.

2

422.8 -210.3 212.5 -31.3 181.2 -7.0 174.2 -210.1 -36.0

1T14

280.0

85.5

48.4

2.3

100.5

194.5

37.1

46.2

102.8

Ventastotales netas

de IEPS

Costo deventas

Rendimientobruto

Gastosgenerales


Costosfinancieros

Rendimientoantes de

impuestos yderechos

Impuestos yderechos


Mil

lare

s

MXN MMM

Rendimiento antes de impuestos y derechos

20

1 2

422.8 -210.3 212.5 -31.3 181.2 -7.0 174.2 -210.1 -36.0

1T14





280.0

85.5

48.4

2.3

100.5

194.5

37.1

46.2

102.8

Ventastotales netas

de IEPS

Costo deventas

Rendimientobruto

Gastosgenerales


Costosfinancieros

Rendimientoantes de

impuestos yderechos

Impuestos yderechos


Mil

lare

s

MXN MMM

Resultado neto

21

1 2

422.8 -210.3 212.5 -31.3 181.2 -7.0 174.2 -210.1 -36.0

1T14





Evolución del Pasivo

22

MXN MMM

1 Incluye Contratos de Obra Pública Financiada y Contratos Integrales de Exploración y Producción.

2 Incluye intereses devengados y costo amortizado.

276 221

1,474

136 20 (64) 10

1,494

1,143 1,280

2,893 2,995

Total Pasivo2014

Deudafinanciera

Reservapara beneficiosa empleados

Proveedores Otros pasivos Total Pasivo1T15

Otros pasivos

Pasivo laboral

Deuda financiera

175 56 19 1,143

1,280 2

Deuda financiera2014

Actividadesde

financiamiento

Amortizaciones Variacióncambiaria

Otros Deuda financiera1T15

Deuda financiera

2

1

2

11.9%

Evolución del Patrimonio

23

(768)

(852) 10

6

(101)

Patrimonio2014

Aportacionesdel Gobierno

Federal

Resultadosacumuladosintegrales

Resultado delejercicio

Patrimonio1T15

MXN MMM

Contenido

Entorno





24

Relación con

Inversionistas

(+52 55) 1944-9700

[email protected]

www.pemex.com/ri

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