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2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.

Junio 4, 2019

OIL AND GAS INNOVATION FORUM

2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.

Advertencia respecto a proyecciones a futuro y nota precautoria

1

VariacionesLas variaciones acumuladas o anuales se calculan en comparación con las realizadas en el mismo periodo del año anterior; a menos de que se especifique lo contrario.RedondeoComo consecuencia del redondeo de cifras, puede darse el caso de que algunos totales no coincidan exactamente con la suma de las cifras presentadas.Información financieraExcluyendo 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.MetodologíaLa 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 cambiariasPara 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 2019, el tipo de cambio utilizado es de MXN 19.3793 = USD 1.00.Régimen fiscalA 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 18 de abril de 2016, se publicó en el Diario Oficial de la Federación un decreto que permite elegir entre dos esquemas para calcular el límite de deducibilidad de costos aplicable al Derecho por la Utilidad Compartida: (i) el esquema propuesto en la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (LISH), basado en un porcentaje del valor de los hidrocarburos; o (ii) el esquema propuesto por la SHCP, basado en tarifas fijas establecidas, USD 6.1 para campos en aguas someras y USD 8.3 para campos terrestres. 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. PEMEX actúa como intermediario entre la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y el consumidor final, al retener el IEPS y posteriormente transferirlo al Gobierno Federal. En 2016, la SHCP publicó un decreto a través del cual se modifica el cálculo del IEPS, al tomar en cuenta 5 meses de cotizaciones de los precios internacionales de referencia de dichos productos. 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, más un margen que contempla la comercialización, flete, merma, transporte, ajustes de calidad y costos de manejo, más el IEPS aplicable a los combustibles automotrices, más otros conceptos (IEPS a los combustibles fósiles, cuotas establecidas en Ley del IEPS y el impuesto al valor agregado). 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 hidrocarburosDe 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 futuroEste 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, almacenamiento y distribución de petróleo crudo, gas natural, petrolíferos y otros hidrocarburos; - actividades relacionadas con nuestras líneas de negocio, incluyendo la generación de electricidad;- proyecciones y objetivos de inversión, ingresos y costos, compromisos; y- liquidez y fuentes de financiamiento, incluyendo nuestra habilidad para continuar operando como negocio en marcha;- alianzas estratégicas con otras empresas; y- la monetización de ciertos activos.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 dichas reservas exitosamente;- 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;- 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.


Contenido

2

Evaluación de problemas estructurales

1 Panorama general de PEMEX

3

4 Incremento de la producción de petróleo

6

Plan de Acción

Estado de resultados y desempeño financiero

2

5 Transformación Industrial


3

1. Panorama general de PEMEX

2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.2019 D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.4

PEMEX: Empresa integrada

• Producción total de hidrocarburos: 2,547 Mbpced2 / 2,380 Mbd al 1T19

• Producción total de crudo: 1,833 Mbd2 / 1,661 Mbd al 1T19

• 7,671 pozos en operación2 / 7,421 al 1T19

• 6 refinerías en México con capacidad de refinación de 1,640 Mbd2

• 1 refinería en colaboración con Shell en Deer Park, Texas (340 Mbd)

• Procesamiento de crudo: 612 Mbd2 / 559 Mbd al 1T19

• 9 centros procesadores de gas (5,912 MMpcd)

• 2 complejos petroquímicos (1,734 Tpa)

• MXN 1.7 billones en ingresos anuales2

-Exportación: MXN 692,000 millones-Ventas nacionales: MXN 981,000 millones

• Exportaciones de crudo: 1,184 Mbd2

• 9,930 estaciones con la marca PEMEX, más 1,620 estaciones abastecidas con productos PEMEX2

Exploración y producción

10o productor de crudo1

Transformación

16a compañíade refinación1

Comercialización

3er exportador de crudo a Estados

Unidos

Transporte y distribución

Infraestructuraestratégica

• Infraestructura estratégica de logística: 17,000 km de ductos

• 76 terminales de almacenamiento y distribución

• 10 terminales de gas licuado

• 10 instalaciones de operación portuaria y mantenimiento

• 5 terminales marítimas• 1,485 auto tanques• 19 remolcadores y 17 barcos• 511 carro tanques• 56 estaciones de bombeo y

compresión

1 Fuente: Petroleum Intelligence Weekly, Ranking de las 50 compañías petroleras más grandes del mundo, noviembre 2018.

2 Al 31 de diciembre de 2018.

Mbpce: Miles de barriles de petróleo crudo equivalentes por díaMbd: Miles de barriles de petróleo por díaMMpcd: Millones de pies cúbicos por día

Tpa: Toneladas por año


Impacto social de PEMEX en México

• La compañía más importante de México en términos de activos e ingresos

• Contribuyente más grande al ingreso del Gobierno Federal (promedio de 11% en 2018)

• En 2018, PEMEX contribuyó con MXN 2,100 millones a programas sociales en comunidades donde opera

• MXN 1,105 millones en seguridad pública y protección civil

• MXN 733 millones en infraestructura• MXN 89 millones en proyectos productivos• MXN 84 millones en servicios de salud• MXN 49 millones en protección ambiental• MXN 43 millones en educación, deporte y

aportaciones de capital a comunidades

5

En 2019–2024 PEMEX será el mayor catalizador para el desarrollo económico en México: en promedio 47,000 nuevos empleos anuales por proyectos de infraestructura


Problemas estructurales de Petróleos Mexicanos

Excesivo robo de combustible

Deuda pública que se duplicó en los últimos cinco años y se encuentra en niveles elevados

Elevada carga fiscal

1

2

3


Problemas estructurales: un círculo vicioso

Objetivo de la nueva

administración:

Encontrar soluciones para romper el círculo

vicioso e implementar las estrategias para

transformarlo en un círculo virtuoso

Caída de la producción de

petróleo

Caída de los ingresos de la

empresa

Limitada capacidad para generar flujo

de efectivo

Caída de la inversión

Problemas estructurales


8

2. Evaluación de problemas estructurales


1. Robo de combustible

Valor acumulado del robo de combustible en el periodo 2014-

2018:

$101,080millones de pesos

Para dimensionar el efecto, esta cifra equivale al

78.4%del total de los vencimientos de

la deuda del año 2019

17,705

11,111 11,490

24,612

36,163

2014 2015 2016 2017 2018

Fuente: PEMEX; Reporte de resultados anuales a la Bolsa Mexicana de Valores.

Pérdidas no operativas (robo de combustible)Cifras en millones de pesos constantes, 2018=100


2. Crecimiento acelerado de la deuda

En el periodo 2013-2018 la deuda de PEMEX creció a

una tasa anual promedio de

20.9%


*Deuda financiera consolidada total (incluye corto y largo plazo, e intereses devengados).

841

1,143

1,493

1,983 2,038 2,082

2013 2014 2015 2016 2017 2018

Saldo de la deuda neta 2013 – 2018*Cifras en miles de millones de pesos corrientes



Costo financiero neto 2013 – 2018Cifras en miles de millones de pesos corrientes

El pago de intereses del año 2018 equivale al

64.7% de la inversión de PEMEX en ese

año


3343

73

87

101

122

2013 2014 2015 2016 2017 2018



Incremento en saldos de la deuda 2013 – 2018*Cifras en miles de millones de pesos corrientes


* Corresponde a la variación de la deuda consolidada al 31 de diciembre de cada año respecto al mismo día del año anterior.

302350

490

55 44

2014 2015 2016 2017 2018

En este periodo PEMEX reduce de manera drástica la

inversión


3. Elevada carga fiscal


Pago de impuestos directos Cifras en miles de millones de pesos constantes, 2018=100

En 2018 el pago de impuestos directos representó 2.1 veces el

monto de la inversión de PEMEX en ese año

La disminución en el pago de impuestos directos obedece

principalmente a la baja en la plataforma de producción

195

379

468425

401

2014 2015 2016 2017 2018


Efecto de los problemas estructurales: disminución de la inversión en PEMEX

Fuente: PEMEX.

PEMEX: Gasto de inversiónCifras en miles de millones de pesos constantes, 2019=100

446 455

369 352

219198

2013 2014 2015 2016 2017 2018

En 2018 se registró la inversión más baja en los últimos 20 años

Durante el periodo 2013-2018 la inversión pública de PEMEX

registra una caída de

-13.7 % anual en términos reales

La caída de la inversión afectó la actividad

productiva


Efectos: Declive de la producción de petróleo

Fuente: PEMEX.

Producción de petróleo, 2004-2018Cifras en millones de barriles diarios Desde el año 2004, en que se

registra el nivel más elevado de producción, al cierre de 2018,

PEMEX acumuló una pérdida de

46.4%es decir, una caída de

producción de 1.6 millones de barriles diarios de petróleo

Lo anterior equivale a una reducción promedio anual de 112 mil barriles diarios

en el periodo

3.4 3.3 3.3 3.1

2.8 2.6 2.6 2.6 2.5 2.5 2.4

2.3 2.2 1.9 1.8

200

4

200

5

200

6

200

7

200

8

200

9

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018


16

3. Plan de Acción


Plan de Acción

Producción

Ingresos

EBITDA

Inversión

Romper el círculo vicioso proponiendo soluciones a los tres problemas estructurales (no hay una solución única ni

inmediata)

Se requiere un conjunto de esfuerzos para diseñar políticas públicas integrales, coherentes

y eficaces bajo una visión de planeación de corto, mediano y

largo plazo

Este gobierno se diferencia porque ha decidido enfrentar el

reto proponiendo y aplicando por primera vez, soluciones a los tres problemas estructurales de

PEMEX bajo una filosofía de honestidad y transparencia

Resolviendo problemas

estructurales


8174

2318

9 84 5 7

4 5 4 4 5 5 3 4 4 4 3 6 5 4 4 5 7 5 4 6 5 6 5 5 5

No

viem

bre

Dic

iem

bre

01

-20

Dic

iem

bre

21

-31

Ener

o

Feb

rero

Mar

zo

Ab

ril

May

o

01

-may

02

-may

03

-may

04

-may

05

-may

06

-may

07

-may

08

-may

09

-may

10

-may

11

-may

12

-may

13

-may

14

-may

15

-may

16

-may

17

-may

18

-may

19

-may

20

-may

21

-may

22

-may

23

-may

24

-may

25

-may

26

-may

Mercado ilícito de combustible: desviación en Mbd(Noviembre 2018 – Mayo 2019)

• Respecto del promedio de robo del mes de diciembre de 2018, al mes demayo de este año se registra una disminución de 93%

• Tras cinco meses de estar operando la estrategia, los niveles se hanestabilizado y se confirma su eficacia

Antes(Diciembre 2018)

Después(Mayo 2019)

Estrategia 1: Combate exitoso al robo de combustible


36,163

1,7293,546

2018 2019* 2019E**

19

Combate exitoso al robo de combustible

Ahorro estimado para 2019 de

$32,617 millones de pesos

Equivale al

22.2%del total de los

vencimientos de la deuda del año 2020

En sólo cinco meses, se ha

resuelto el primer

problema estructural de

la empresa

*Cifras de estado de resultados del periodo enero-abril, reportes trimestrales a la Bolsa Mexicana de Valores. Valuación a precios de

terminal PEMEX, es decir no incluye impuestos (IEPS e IVA).

** Cifras estimadas de cierre con base en la disminución de robo de combustible observada al mes de mayo de 2019.

Pérdidas no operativas (robo de combustible)Cifras en millones de pesos constantes, 2018 = 100


• Esta administración no utilizará la deuda pública para financiar suinversión

• La política financiera estará centrada en optimizar sus fuentes definanciamiento, realizando operaciones de refinanciamiento y demanejo de pasivos para el periodo 2019-2024 en dos etapas:

Estrategia 2: Endeudamiento neto cero

2019-2021• Etapa 1: Endeudamiento neto de cero

2022-2024

• Etapa 2: Reducción gradual de la deuda a partir de mayores flujos por incremento de la producción de petróleo


Endeudamiento neto 2017 – 2019

55

44

-18

2017 2018 2019

Al primer trimestre de 2019 se registra un

desendeudamiento neto de 18 mil

millones de pesos

Nuestra meta para 2019 de

endeudamiento neto cero

es sostenible


*Deuda financiera consolidada total.

Incremento en saldos de la deuda 2017 – 2019*Cifras en miles de millones de pesos corrientes


Manejo preventivo de liquidez: renovación líneas de crédito

• La operación cuenta con un compromiso en firme por tres instituciones financieras, lo quegarantiza los recursos y disminuye el riesgo de ejecución

• Esta operación representa la sustitución del vencimiento programado para 2020 por 2,000millones de dólares y la entrada de dinero “nuevo” a PEMEX por 500 millones de dólares, elcual se utilizará para el pago de otros vencimientos (no endeudamiento neto adicional)

• Adicionalmente, se renuevan e incrementan las líneas de crédito revolventes (LCR) en dólarescon vencimientos en 2019 y 2020 de 4,750 a 5,500 millones de dólares

• Finalmente, durante 2019 PEMEX suscribió un contrato de línea de crédito revolvente por unmonto de hasta 400 millones de dólares con KOT Insurance AG

Se renovarán e incrementarán líneas de crédito de 6,750 a 8,000 millones de dólares a 5 años dela siguiente manera:

Suscripción de un crédito directo por USD 2.5 mil millones

Contratación de una línea comprometida por USD 5.5 mil millones


9,475

2,152

7,652

500

2,0008,325

6,726

9,652

23

Renovación de líneas de créditoCifras en millones de dólares

Antes(Diciembre de 2018)

Después(Junio de 2019)

Monto total de líneas

de crédito revolventes 1

Vencimientos 2019

Vencimientos 2020

Nuevo monto total de líneas de

crédito revolventes

Vencimientos 2019

Vencimientos 2020

Refinanciamiento

• Durante 2019 se han amortizado 4,074 mdd• Las LCR se incrementan en 1,150 mdd (+13.8%)

Con la operación de renovación las nuevas líneas cubren 4.4 veces el monto de vencimientos pendientes de 2019 y 1.2 veces el monto de vencimientos de 2020

1 Tipo de cambio de MXN 20 por USD.


Estrategia 3: Disminución de la carga fiscal

El Gobierno de la República ha tomado la decisión histórica de reducir la cargafiscal a Petróleos Mexicanos

30,000

47,100

91,600

2019 2020 2021

Decretos incentivos

fiscales

Reducción estimada del

DUC

• El viernes 24 de mayo fue publicadoen el Diario Oficial de la Federaciónel decreto mediante el cual seotorgan estímulos fiscales a PEMEX.Se suma al decreto del año 2017.Este beneficio fiscal estará vigentedurante todo el 2019

• Para los años 2020 y 2021 laPresidencia de la República haanunciado la aplicación de unadisminución gradual en la tasa delDerecho por Utilidad Compartida(DUC)

• El DUC representa más del 80% de lacarga fiscal directa de PEMEX

Impacto estimado de los beneficios fiscalesCifras en millones de pesos



Decretos Reforma a la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos

• Otorga un beneficio fiscal que consiste enun aumento en los límites de deducciónde costos, gastos e inversiones enasignaciones de las regiones en aguassomeras y áreas terrestres que puedededucir la empresa para el cálculo delDUC

• Esta medida beneficia a una producciónpotencial de 250 mil barriles diarios y escomplementaria a los estímulos emitidosel 18 de agosto de 2017 (150 mil barrilesdiarios en campos maduros)

• La producción total que está sujeta a estetipo de incentivos fiscales llega a 400 milbarriles diarios, cerca del 25% del total deproducción de crudo, con un beneficiototal estimado para 2019 de, por lo menos,30,000 millones de pesos (considerandoambos decretos)

• La iniciativa propondrá reduccionesgraduales en la tasa del DUC

• La tasa actual del DUC es de 65%

• En 2020 la tasa bajaría de 65% al 58%, lo querepresentará una disminución estimada dela carga fiscal de 47,100 millones de pesos

• Para 2021 la tasa bajaría hasta 54%



El beneficio fiscal

acumulado para el

periodo 2019-2021 suma

un monto de 8,435millones de dólares

(168,700 millones de

pesos1)

45.8% del total

acumulado de

vencimientos de deuda

del periodo 2019-2021

61.8% del total de la

inversión de PEMEX para

el año 2019

Equivale a:

1 Tipo de cambio de MXN 20 por USD.


Otros apoyos del Gobierno Federal en el año 2019

27

Apoyo del Gobierno Federal

Monto

MXN miles de millones

USD miles de millones

Avance al 1 de junio de

2019

Capitalización1 25 1.3 80%

Monetización de pagarés del Pasivo Laboral 35 1.8 100%

Ayuda fiscal deducibilidad DUC 2019(Decreto 2017 150 Mbd + Decreto 2019 250 Mbd)

30 1.5 En proceso de aplicación

TOTAL 90 4.5

1

2

3

1 Incluido en el Presupuesto de Egresos de la Federación aprobado el 24 de diciembre de 2018.

Nota: Tipo de cambio de MXN 20 por USD. Sumas pueden no coincidir por redondeo.

Fuente: SHCP y PEMEX.


Resumen de Apoyos del Gobierno Federal

28

Concepto 2019 2020 2021

1. Capitalizaciones 25,000 Por definir

Por definir

2. Pago de la SHCP de pagarés pensiones (actualmente hay un saldo remanente de 101.5 mil millones de pesos)*

35,000 Por definir

Por definir

3. Incentivos fiscales y reducción de carga fiscal 30,000 47,100 91,600

Total 90,000 47,100 91,600

El objetivo del Gobierno Federal es

apoyar a PEMEX durante la primera mitad del sexenio

La meta es que PEMEX en los

próximos tres años transite a un círculo

virtuoso que consolide a la

empresa a partir de una recuperación

sostenida de la producción de

petróleoCifras en millones de pesos.

* Valor nominal. Este saldo ya considera los montos pagados en 2019 y no considera intereses acumulados.


29

4. Columna vertebral de la estrategia: Incremento de la producción de petróleo


Incremento en gasto de inversión

Fuente: PEMEX.

* SHCP; Presupuesto de Egresos de la Federación para cada año.

** Estimado preliminar para el presupuesto 2020 y 2021 considerando que el beneficio fiscal se traslada 100% a inversión.

Gasto de inversiónCifras en miles de millones de pesos

constantes, 2019=100

Para 2019 PEMEX está incrementando su inversión en

37.7% en términos reales respecto del

año anterior

La capitalización del gobierno federal, el beneficio fiscal y la

reducción de los costos soportan el incremento

El 80% de esta inversión se destina a Upstream

La meta en el corto plazo es revertir la tendencia negativa de

la producción de petróleo

446 455

369 352

219198

273320

412


¿Cómo se va a revertir la caída de la producción?

En los últimos tres años PEMEX no invirtió en ningún desarrollo de camposnuevos para compensar la declinación en la producción de petróleo

Incremento de la inversión para

mantenimiento y reparación de pozos

Mejoramiento en el suministro de insumos y

de procesos a pozos productivos

Invertir en nuevos desarrollos y potenciar

las tareas de exploración

Estabilización de la

producción actual

Incremento de la

producción

Presupuesto 2019 para exploración y producción: • Total: 210.7 mil millones de pesos• Nuevos desarrollos: 43 mil millones de pesos


Desarrollo de 20 nuevos campos impulsará la producción en 2019

3 3

8

4 4 3 2 24 3 4 4 5

2 1 0 0 0

20

0

5

10

15

20

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Terrestres Marinos

Ma

rin

os

Te

rre

stre

s

KutzSihil

Perdiz AcagualCafeto

Saramako

ChuhukEktal

HomolLobinaCarpa

GuarichoShishitoMalva

CitamMay

Sinan

Costero

IxtalManik

Bolontiku

Tiumut

KabYaxche

Nelash RabasaTeotleco

TajónCrtaer

Xanab

CupacheMadrefil

Terra

ChéAluxYum

Tumut

BrillanteParetoTokal

KuilTsimin

GasiferoBedel

KambesahOnel

AnhélidoEltreinta

Sini

Xux

Ayocote

Ayatsil XikinEsah

CheekCahuaUchbalManik

JaatsulSuukTeekitKoban

HokMulach

TlacameTetl

PokcheOctli

IxachiChocol

CibixValeriana

¡Importante! Esto ya no es un plan, el desarrollo de los 20 nuevos campos petroleros se encuentra en ejecución

En un solo año, PEMEX invierte en 20 nuevos desarrollos, el mismo número que lo realizado en casi una década:


Está contratada 100% de la infraestructura marina necesaria para el desarrollo de los campos nuevos

Se inició también el proceso de contratación de la infraestructura requerida para desarrolloscomplementarios en 2 campos adicionales (Yaxché y Onel)

XikinSuukPokcheTetlCahua

OctliTeekitUchbalTlacame

• 7 plataformas • 7 ductos

• Monto 562.54 Mmusd• Anticipo 153.60 MMusd

EsahJaatsulCheekKoban

HokMulachManik


• Monto 465.30 MMusd• Anticipo 123.00 MMusd

Contratado

Contratado

ESEASA-PERMADUCTO

BOSNOR-PERMADUCTO

YaxcheOnel


En procesoFALLO (8 JULIO 2019)

Co

ntr

ato

s16

cam

po

s


A un año de haber iniciado la contratación, se tendrá la primera producción de los 20 nuevos campos

2018 2019 2020

Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb

Contratación de

perforación

Proceso de contratación

Instalación de plataformas

XikinB, Cahua, Octli, Teekit, Esah, Cheek.

Mulach

Inicio de contratos

Construcción de plataformas

Instalación de plataformas

Suuk, Pokche, Teetl, Jaatsul, Koban, Hok

Instalación de

plataformasXikin-A

Primera producción

Xikin-B, Cahua, Octli, Teekit, Esah, Cheek.

Mulach

Primera producción

Suuk, Pokche, Teetl, Jaatsul, Koban, Hok

Tendido de ductos

Primera producción

en plataforma

Xikin-AAquí estamos

Ixachi


El avance en la construcción de la infraestructura marina va conforme a programa

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

05-feb-19 26-feb-19 26-mar-19 30-abr-19 07-may-19 21-may-19 28-may-19 25-jun-19 30-jul-19 27-ago-19 24-sep-19 29-oct-19 26-nov-19 31-dic-19

Po

rce

nta

je d

e a

van

ce

% Avance Programado: 20.80% Avance Real: 21.20

Grafica de Avance Global Plataformas/Ductos

Instalación de Templete Tendido de DuctosSuperestructura de ELM

Compañías ESEASA-PERMADUCTO / BOSNOR-PERMADUCTO


La infraestructura terrestre requerida para los 20 campos también va conforme a programa

Gráfica de avance en infraestructura para Campos Terrestres

Perforación de pozo Chocol-1 Ampliacion de localización en Cibix-1

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

% Avance Programado: 10.73% Avance Real: 11.20


Servicios de perforación en proceso de contratación

• Los servicios de perforación para el desarrollo de 18 campos están contratados

• Adicionalmente, se incluyeron en este proceso los pozos para los campos Onel yYaxché, de tal forma que el Plan de Acción de 2019 pasó de 20 a 22 desarrollos

Co

ntr

ato

s 22

cam

po

s

• 15 pozos

• Monto 692 MMusd

Contratado1. MARINSA2. GRUPO R

XikinEsah

Uchbal

• 44 pozos

• Monto 1,290 MMusd

Contratado1. MEXOIL2. PERFOLAT

• 15 pozos

• Monto 505 MMusd

Contratado1. OPEX

• 31 pozosContratado

• 23 pozos

ChocolValeriana

CibixIxachi

MulachManik

Tlacam

HokJaatsulTetl.

OctliCahuaTekit

PokcheCheek

En procesoFALLO (10 DE JUNIO 2019)Onel

YaxcheSuukKoban


Eficiencia en el Plan de Acción: Ahorros en tiempo y costosSe inició la perforación de 3 pozos, cuyo desempeño está siendo superior alpronosticado, lo que se traduce en ahorro de tiempos y costos

Xikin-22 Xikin-45 Esah-21


Incremento en la actividad exploratoria

2 1 0 0 0

20 20 2432 32

40

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Número de desarrollos por año

16 2

83

20 2432 32

40 40

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Descubrimientos comerciales

El incremento en la actividad exploratoria permitirá contar con un stock dedescubrimientos comerciales que pasarán a formar parte del desarrollo de entre20 y 40 campos por año

Fuente: PEMEX. Cifras estimadas.


Ixachi: el mayor descubrimiento en tierra en México en 25 años• Ixachi es el campo más representativo de los 20 nuevos desarrollos• En su punto máximo, Ixachi aportará aproximadamente el 25% de la producción

incremental para PEMEX de los 20 nuevos desarrollos

Características Generales

Año de descubrimiento 2017

Ubicación 72 km al sur de Veracruz

Profundidad (mvbmr) Entre 6,400 y 7,800 m

Número y tipo de pozos perforados (núm.)

2 exploratorios y 1 delimitador

Reservas estimadas (3P)

1,314 millones de bpce

Densidad del aceite (°API) 40

Producción actual3,900 bpd y 30

millones de pies cúbicos diarios


Pronóstico de producción del campo Ixachi

0

100

200

300

400

500

600

700

ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90


2019 2020 2021 2022 2023 2024

Aceite(Mbd)

Gas (MMpcd)

105

383

583 617 599

14

50

75 80 77 74

577


• Este campo ya está produciendo 3,900 barriles diarios• Para diciembre se estima la producción alcance un nivel de 14,000 bd


Pronóstico de producción de los 22 desarrollos iniciados este año


Aceite

Gas

2019 2020 2021 2022 2023 2024

320

908

267

70

303255

203

611

124

861743

612

• Se estima que este conjunto de nuevos desarrollos, alcance unnivel de producción de 70,000 bd en el mes de diciembre de esteaño


Pronóstico de producción considerando el desarrollo futuro de la componente exploratoria


0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400


72

340417

752 751 1,151

2019 (20 nuevos campos)

2020-24 (148 nuevos campos)

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000


2019 2020 2021 2022 2023 2024

128

8121,156

1,720 1,706

2,720

2019 (20 nuevos campos)

2020-24 (148 nuevos campos)

Otros operadores

Aceite(Mbd)

Gas (MMpcd)


Producción comprometida 2019-2024


0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

EXPLORACIÓN

REDUCCIÓN DE LA DECLINACIÓN

INCREMENTO DEL FACTOR DE RECUPERACION EN CAMPOS MADUROS

REPARACIONES

TERMINACIONES

BASE

Historia al 2018

2,560Dic-2018

1,713

Dic-2018

2,654

3,256 3,076 2,792 2,601 2,577 2,553 2,548 2,522 2,429 2,267 2,154 1,950 1,823 1,725 2,018 2,089 2,192 2,317 2,480

Producción de crudo (miles de barriles diarios)


Impulso económico de la industria


El desarrollo de campos estimado para los próximos años de esta administración tendránun impacto significativo en la reactivación económica de la industria

2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total

Pozos 50 80 90 87 95 89 491

Plataformas Marinas 15 13 23 14 24 19 108

Plataformas Terrestres 10 22 18 36 32 42 160

Ductos (km) 334 588 852 744 1,008 948 4,474

Acero Estructural

(ton)170,500 258,631 306,309 232,509 255,371 168,790 1,392,110

Empleos 26,900 49,162 62,395 44,905 54,001 47,188

4,377 km

WTC 60,000 Ton

23 veces

1

Plaza de toros MéxicoPromedio: 47,000 empleos/año


Incremento estimado de reservas

Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente.


Valores al 1 de enero de cada año.

9,632 8,562 7,695 7,010 7,361 8,013 8,525 9,012 9,474

6,4526,567 6,529 6,606 6,165 5,967 5,778 5,518 5,198

6,139 7,0206,865 6,837 7,699 8,119 8,590 8,989 9,335

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

PROBADAS PROBABLES POSIBLES

ProyecciónHistoria

Con la intensa actividad de exploración y de desarrollo de campos se esperarevertir la tendencia declinante de las reservas probadas


Detener la tendencia decreciente en la producción y estabilizarla en 1,725 Mbd en 2019

47

1,703 1,7111,688

1,698 1,666

1,687

1,100

1,200

1,300

1,400

1,500

1,600

1,700

1,800

1,900

2,000

Jan-19 Feb-19 Mar-19 Apr-19 May-19 Jun-19

Cierre por malas condicionesClimatológicas (altos inventarios)

Producción20-May-19

1,677

1 Cifras preliminares de mayo.

1

Cambio de horario

1 de enero – 31 de mayo 2019Miles de barriles diarios


Reducción significativa de costos en los nuevos contratos de obra y servicios de exploración y producción

48

Integración vertical y horizontal de consorcios acorde con la naturaleza del proyecto: se

integraron actividades industriales proveídas con diferentes proveedores

Infraestructura

Plataformas DuctosObra

Electromecánica+ +Equipos de perforación Logística TripulaciónEMS

Perforación

+Reducción estimada

de

30%en las tarifas y

costos de los nuevos contratos

+ + +

Innovación en la estrategia de contratación

Transparencia y honestidad

Reducción de costos


Las eficiencias en procesos de contratación de servicios generaron ahorros iniciales sustanciales

Concepto

Ahorros en los nuevos contratos asignados1

MXN millones USD millones

Infraestructura 2,379 119

Pozos marinos 6,066 303

Pozos terrestres 7,162 358

Total 15,607 780

1 Cifras estimadas al 18 de marzo de 2019.Nota: Tipo de cambio de MXN 20 por USD.

Un proceso competitivo y transparente permite el desarrollo de mayores trabajos de infraestructura con el mismo presupuesto


En abril, PEMEX lanzó un nuevo esquema de inversión: Contratos de Servicios Integrales de Exploración y Extracción (CSIEE)

50

▪ Diseñados para incentivar la participación del sector privado en recuperación secundaria y terciaria en campos maduros para explotar las sustanciales reservas disponibles

▪ PEMEX mantiene la titularidad de la asignación y continua como operador

▪ El plazo máximo del contrato puede variar entre 15 y 25 años

▪ La remuneración al contratista se realiza a través de una tarifa en dólares por unidad de hidrocarburo producido

▪ El prestador de servicios realiza las actividades pactadas en el contrato aportando el 100% de la inversión de capital (CapEx) y del gasto de operación (OpEx)

▪ Se consideran diversos aspectos para hacer viables los proyectos (mejora en el régimen fiscal, cuentas segregadas, tarifas variables en función del precio de los hidrocarburos y recuperación de costos en componentes de mayor riesgo)

Principales características


Los contratos de servicios incentivados (CSIEE)1 utilizan tarifas escalonadas en función de la probabilidad de reservas para incentivar su explotación

51

FD: Se refiere a las diferentes fases en el desarrollo del proyecto

Perfil de producción para el cálculo de tarifasMbd

FD2

FD3

FD4

FD1

Tiempo, años

Producción base

Exploración /Recuperación

Secundariao mejorada

Perfil de referencia

Incrementaladicional (reserva

posible, y/o bloques

adyacentes)

A mayor producción incremental, mayor tarifa pagada

T1 T2T3

T4

USD/barril

Compartir riesgos con terceros promueve la optimización de la explotación y el aumento en la producción

1 Contratos de Servicios Integrales de Exploración y Extracción (CSIEE).2 T: tarifa.


52

5. TransformaciónIndustrial


Transformación: Sistema Nacional de Refinación

RefineríaAño en que

inició operaciones

Cadereyta 1979Madero 1914Minatitlán 1956Salamanca 1950Salina Cruz 1979Tula 1977

Salamanca

Tula

Salina Cruz

• El Sistema Nacional de Refinación de PEMEX (SNR) consiste en seisrefinerías con capacidad de destilación atmosférica de 1,640 Mbd. Debido aproblemas operativos en 2018, el SNR operó por debajo del 40% de sucapacidad

• A nivel mundial, la utilización promedio de la capacidad de refinacióninstalada es del 80%

Minatitlán

Cadereyta

Madero

Reconfigurada


Plan de mantenimiento del SNR

54

Cadereyta• Planta de hidrógeno• Catalítica 1• Hidro-desulfuradora de

destilados intermedios (U-700-2)

Salamanca• Hidro-desulfuradora de gasolina

(HDS-3)• MTBE

Salina Cruz• Hidro-desulfuradora de gasolina

(U-400-2)• Reformadora de gasolina (U-

500-2)• Hidro-desulfuradora de

destilados intermedios (U-700-2)

Tula• Catalítica 1• Hidro-desulfuradora de

residuales

Mantenimiento 2T(en proceso)

Cadereyta• Planta Catalítica 2• Alquilación 2

Salamanca• Hidro-desulfuradora de gasolina

(planta HDS-2)

Salina Cruz• Planta primaria 1• Planta catalítica 1

Tula• Hidro-desulfuradora de gasolina

(U-400-2)

Mantenimiento 1T (completado)

El plan de mantenimiento

incluye:

• Equipo de plantas de proceso

• Equipo de servicios auxiliares

• Tanques de almacenamiento

• Soporte a las líneas de

proceso para todas las

refinerías

En el primer trimestre de 2019, PEMEX ha realizado un programa de mantenimiento delSistema Nacional de Refinación, del cual se espera obtener una producción de 402 Mbd

Mantenimiento 3T-4T (por completarse)


55

6. Estado de resultados y desempeño financiero


EBITDA: Flujo de Efectivo estable

PEMEX ha generado un sólido y estable flujo de efectivo, resultando en un crecimientodel EBITDA

Fuente: PEMEX

22.0

14.3

23.4

27.7 26.9

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0

5

10

15

20

25

30

2015 2016 2017 2018 As of2019Q1

EBITDAUSD MMMXN MM

461.7

545.0 522.0

Al1T2019

33%

28%

33%

28%

Precio de la Mezcla Mexicana (USD/b)

EBITDA

32%

296.5

377.9

Margen sobre EBITDA


-64,965

-14,386

-622

13,7694,239

Balance Financiero 2019*Cifras en millones de pesos

*Cifras preliminares de cierre con corte al 3 de junio de 2019.

enero febrero marzo abril

Respecto del reporte anterior,

para abril mejora el balance en +501 mdp

El cierre preliminar de mayo es un

balance positivo de 4,239 mdp, con lo cual lograríamos

dos meses consecutivos con balance positivo

Reafirmamos nuestro estimado

de lograr un II Trimestre con

balance positivo

mayoestimado*

En enero se pagó un monto elevado de

adeudos de la administración anterior

57


Perfil de amortizaciones

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 →

Perfil de amortizaciones al 31 de Marzo de 2019*

*No incluye líneas de crédito revolventes o intereses devengados

Composición de la deudapor moneda (al 31 Marzo 2019)1,2

Nota: Cifras para el cálculo de porcentajes han sido redondeadas1 Composición por moneda: los porcentajes no incluyen intereses devengados. El rubro Otros incluye deuda denominada en GBP y CHF2 Endeudamiento denominado en monedas distintas a dólares fue convertida a Pesos para propósitos contables al tipo de cambio establecido por Banco de México y después reconvertido a Dólares al tipo de cambio de MXN$19.3793 = US$1.00Fuente: estados financieros consolidados publicados por PEMEX elaborados de acuerdo con IFRS

81.4%

18.6%

Fixed FloatingFijo Flotante

Composición de la deudapor tasa (al 31 Marzo 2019)1,2

Composición de la deudapor vencimiento (al 31 Marzo 2019)1,2

86.4%

13.6%

Long-term Short-termCorto plazoLargo plazo

83.2%13.2%

3.1%

0.5% 0.1%

USD MXN EUR JPY OthersOtros

• Al 31 de Marzo de 2019, la deuda consolidada de PEMEX bajo IFRS era de 106.5 milesde millones de dólares

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