Resultados preliminares al 30 de junio de 2021 · 2021. 7. 29. · Al 30 de junio de 2021, el tipo...

2021. D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.Plataforma de Producción PB-KU-S, Sonda de Campeche.

Julio 28, 2021

Resultados preliminares

al 30 de junio de 2021

2021.D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.2

Advertencia respecto a proyecciones a futuro y nota precautoria

Variaciones

Las variaciones acumuladas o anuales se calculan en comparación con las realizadas en el mismo periodo del año anterior; a me nos 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 es tados financieros consolidados preparados conforme a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), que PEMEX adop ta 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 subsi diarias ni empresas filiales de Petróleos Mexicanos.

Es importante mencionar que los contratos de crédito vigentes no incluyen compromisos financieros o causales de incumplimient o 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 d e 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 mater ial. 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 30 de junio de 2021, el tipo de cambio utilizado es de MXN 19.8027 = 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 Hidrocarbu ros. 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 calcula do 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 come rcialización, flete, merma, transporte, ajustes de calidad y costos de manejo, más el IEPS aplicable a los combustibles automotr ices, 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 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, en tre otros, las reservas, incluyendo la información de reportes de estimación y estudios de evaluación o cuantificación y certific ación. 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 inf orme de los recursos contingentes relacionados, los cuales rigen la cuantificación de reservas y el informe de los recursos cont ingentes 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 coi ncidir 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 ot ros 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. Es tos 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 recie ntemente;

- 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 solamen te 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). Es tos factores pueden provocar que los resultados realizados difieran materialmente de cualquier proyección.

2021.D.R. Petróleos Mexicanos. Todos los derechos reservados.

Aspectos clave


PEMEX: pago de contribuciones enero-junio 2021MXN millones

A pesar de lo adverso del entorno, PEMEX ha cumplido con el pago puntual de sus contribuciones a la

hacienda pública.

368,963 Total

1. Corresponde al pago neto del derecho por utilidad compartida (DUC), ya descontando los beneficios fiscales que se tienen deve ngados al mes de mayo.

213,674

155,289

Transferencias de Pemexal Gobierno Federal

Directos

(DUC1 y otros)

Indirectos

(IEPS e IVA)


Evolución de la participación de los ingresos petroleros en los ingresos presupuestarios del sector público

Nota: Los ingresos petroleros incluyen los ingresos propios de PEMEX y los petroleros del Gobierno Federal.

(65.3%) (62.0%) (60.6%)(64.6%)

(69.3%)

(80.2%)

(83.7%) (83.3%)(80.9%)

(82.3%)

(88.7%)

(85.2%)

(34.7%)(38.0%) (39.4%)

(35.4%)(30.7%)

(19.8%)

(16.3%)(16.7%)

(19.1%)(17.7%) (11.3%)

(14.8%)

(ene-may)

MXN miles de millones constantes, 2021

1,270 1,377 1,5051,803

2,1092,685

3,271 3,523 3,711

4,117

4,551

2,093

675 846

980 987

932

661

636 707

877

889 583

364 1,945 2,222

2,485 2,789

3,041 3,347

3,907

4,230

4,588

5,006 5,133

2,457

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

No Petroleros Petroleros

(65.3%) (61.9%) (60.6%)(64.6%)

(69.3%)

(80.2%)

(83.7%)(83.3%)

(80.9%)

(82.2%)

(88.7%)

(85.2%)

(34.7%)(38.1%)

(39.4%)

(35.4%)

(30.7%)

(19.8%)

(16.3%)

(16.7%)(19.1%)

(17.8%)

(11.3%)

(14.8%)


Producción de crudo total1

Miles de barriles diarios (Mbd)

1. Considera producción de crudo y condensados. Incluye producción de socios.

-2.1%

2,5482,522

2,429

2,267

2,154

1,948

1,833

1,600

1,900

2,200

2,500

2,800

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

-6.7%

-5%

-9.6%

-5.9%

-3.7%

-1%

Antes

2012-2018

-2.4% -5.3% -2.9%-2.4% -5.3% -2.9%

1,701 1,7051,746

1,802

1,974

2,121

2,186

1,600

1,800

2,000

2,200

2,400

2019 2020 Ene-Jun

2021

2021 2022 2023 2024

Actual

2019-2024

-7.2% 0.2%

3.2%

9.5%

7.4%

3.1%

EstimadoReal2.4%

• Es relevante recordar la situación que prevaleció por 15 años en términos de producción de petróleo de

PEMEX.• Por tres sexenios consecutivos, PEMEX no elaboró una estrategia correcta para detener la caída de la

producción,mucho menos para incrementarla.




1. Considera producción de crudo y condensados. Incluye producción de socios.

• Al tercer año de esta administración, se comprueba el éxito de la

estrategia de producción de petróleo que se planteó en nuestro Plan de

Negocios.

• En el año 2019 se logró hacia el segundo trimestre la estabilización de la producción. Para el tercer y cuarto trimestre de ese año, se logró detener

la caída de la producción.

• Para el año 2020, se logra después de quince años un incremento en la

producción. Recordando que el crecimiento no fue mayor debido a la reducción voluntaria de la producción de 100 mil barriles diarios como

parte del acuerdo de nuestro país en el seno de la OPEP Plus.

• Para el primer semestre de 2021, por segundo año consecutivo se

registra un crecimiento de 2.4 por ciento. En casi dos décadas no se hablaba de crecimiento de la producción de petróleo en Pemex.




1. Considera producción de crudo y condensados producidos en campos petroleros, incluye producción de socios.

1,6801,689

1,711 1,713

1,732

1,7591,751 1,755

1,768

1,600

1,620

1,640

1,660

1,680

1,700

1,720

1,740

1,760

1,780

Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun

Una vez superadas las

incidencias operativas

que se enfrentaron en

abril, se retomó la

trayectoria ascendente

en la producción de

líquidos.

2020 2021


Producción de crudo totalMiles de barriles diarios (Mbd)

1,677

1,694

1,735

1,758

1,585

1,685

1,785

3T20 4T20 1T21 2T21

En 2020 no fue posible obtener la

producción planeada, debido a los recortes de producción que realizamos durante mayo, junio y julio en el marco del acuerdo

de cooperación con la OPEP+.

Durante 2021 se empieza a ver una franca

recuperación en la producción, tanto por los esfuerzos que se han hecho para mantener la producción de los campos maduros como

por la contribución de los nuevos desarrollos, la cual cada vez es más

relevante.

La producción total del segundo trimestre fue de 1,758 Mbd, es decir 81 Mbd de

incremento respecto del promedio del segundo trimestre de 2020.


Contribución de los campos nuevos de PEMEXMiles de barriles diarios (Mbd)

En junio de 2021, la producción

de los nuevos desarrollos de PEMEX equivale a 7.3 veces la

producción de las empresas

privadas, y se logró en un tercio del tiempo.

216.8

29.7

0

50

100

150

200

250

en

em

ar

may

jul

se

pno

ven

em

ar

may

jul

se

pno

ven

em

ar

may

jul

se

pno

ven

em

ar

may

jul

se

pno

ven

em

ar

may

jul

se

pno

ven

em

ar

may

jul

se

pno

ven

em

ar

may

jul

se

pno

ven

em

ar

may

Inicio de la reforma energética

Inicio de los

nuevos desarrollos

PEMEX en 2

años

Privados en 6

años

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Fuente: datos de producción de PEMEX son aportados por Pemex Exploración y Producción. Cifra de privados corresponde a datos publicados por la Comisión Nacional de Hidrocarburos, producción de contratos www.cnh.gob.mx.


1,746

ene-jun 2021

11

Producción de petróleo en MéxicoMiles de barriles diarios (Mbd)

Nota: Para Pemex corresponde a cifras del periodo enero-junio: PEMEX 1,726 Mbd + Socios 20 Mbd. Para las compañías privadas son cifras publicadas al mes de junio de 2021 por parte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos para la producción de rondas contractuales.

1,771

Privados

rondas petroleras25 Mbd (1.4%)

98.6%

PEMEX

• A más de 6 años de la reforma

energética, Petróleos Mexicanos

soporta casi la totalidad de la

producción petrolera del país.

• El mes de junio pasado, la producción

de los terceros en las rondas ya

sumaba 31 Mbd, siendo el promedio del

semestre 25 Mbd. En lo que va del año,

casi el 99% de la producción de

petróleo en México continúa siendo

extraída por PEMEX.


Principales campos descubiertos en los últimos 40 añosMillones de barriles de petróleo crudo equivalente

1. Aunque Ixachi fue descubierto en 2018 fue en 2019 cuando por los trabajos exploratorios Ixachi casi triplicó sus reservas

1980´s3,602

1,204 1,291

1,689

1,144

1980 1981 1982 1984

Ku

Jujo

Pol ChucCaan

2,063

486 475332

Zaap

134 71376

313

2005 2006 2008 2009

482

1,592

860916

20212012 2019-2020

Ixachi1

Quesqui

Valeriana

Dzimpona

Racemosa

BalamYaxché

Sihil Pit Xux

Trión

KayabAyatsil

1990´s 2000´s 2010´s

Campos gigantes: Sobrepasan los 500 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de reserva

19931990 1992 1999

• El cambio de estrategia de explorar en aguas someras y en tierra ha sido uno de los mayores exitos, la

administración actual de Petróleos Mexicanos abandonó la fallida estrategia de exploración de aguasprofundas de la que en 18 años no se obtuvo un solo barril de petróleo.

• Por el contrario, focalizar los recursos de inversión en exploración en aguas someras y en tierra ha sido

todo un éxito para PEMEX.

• En esta lámina se muestran los resultados de los descrubrimientosde los últimos años.


Nota: Valores al 1° de enero de cada añoE = Valor estimado.

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

7.4

13.9 13.412.4

9.68.6

7.27.7

7.07.8

+5%

13.813.814.014.314.715.5

16.5

• Esta administración logra por segundo año consecutivo incorporar más barriles de reservas de

petróleo que los que extrae de sus reservas 1P.

• Fueron catorce años en los que Pemex extraía más barriles que los que logró incorporar a sus

reservas 1P.

• Vamos en la ruta correcta.

20172013 2014 2015 202020182016 2019 20212022 E20092006 2007 201220102008 2011

Evolución de las Reservas Probadas 1PMiles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente


Indicadores financieros


Aspectos financieros destacados al 2T21MXN millones

2T20 2T21

1 Ventas 181,693 347,436

2 Costo de ventas 153,140 245,386

3 Deterioro (reversa) 18,392 14,437

4 Rendimiento bruto 10,162 87,612

5Gastos de administración y gastos

de distribución43,147 37,516

6Rendimiento (pérdida) de

operación (29,585) 52,298

7Costo financiero, rendimiento

instrumentos derivados y otros39,753 34,640

8 Utilidad (pérdida) cambiaria 49,545 80,200

9 Impuestos, derechos y otros 23,625 82,128

10 Rendimiento (Pérdida), neto (44,337) 14,364

• En el segundo trimestre de

2021 PEMEX logró mantener

la generación de resultados de

operación positivos, superando

los indicadores obtenidos en el

mismo periodo del ejercicio

2020.

• Como resultado de las

variaciones en los renglones

de ventas y costo de ventas,

en el 2T21 se registró una

utilidad bruta de MXN 87,612

millones, comparada con una

utilidad bruta de MXN 10,162

millones en el 2T20.

• PEMEX reporta una utilidad

neta de MXN 14,364 millones.


Rendimiento (Pérdida) neta del ejercicioMXN millones

1,411

96,124

-37,358

14,364

3T20 4T20 1T21 2T21

Con el resultado positivo del

segundo trimestre de 2021,

PEMEX acumula un año de

resultados positivos netos de

MXN 74,541 millones.

Lo anterior denota una clara

tendencia positiva en los

resultados obtenidos, producto

de la recuperación económica y

de un adecuado manejo

administrativo lo cual comienza a

rendir sus frutos.


Precios, exportaciones y proceso de crudo


Precio de la mezcla mexicana de exportaciónDólares por barril promedio mensual

Para el segundo

trimestre de 2021, el

precio promedio de la

mezcla mexicana fue de

USD 63.7 por barril,

superior a los USD 56.3

del primer trimestre.

48.7

40.3

28.5

17.1

22.7

33.836.6

39.1 38.3 38.9 39.3

44.8

52.457.3

60.0 61.4 62.367.3

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

2020 2021

Nota: Precio promedio ponderados por volumen, Fuente: Base datos institucional de PEMEX


Exportación de crudo, 2021 Miles de barriles diarios (Mbd)

Durante el 2T21 PEMEX

exportó en promedio

1,020 Mbd, es decir un

incremento de 91 Mbd

(+9.8%) respecto al 1T21.

9791,006

925 923

1,031

1,106

Ene Feb Mar Abr May Jun

2021

Promedio: 929

Promedio: 1,020


Comercialización de crudo ligeroMiles de barriles diarios (Mbd)

2017 2018 2019 20212020

85

112

21 7 8

110

89 97

158 146

122

77

55

97

40

151

32

- - - - - - - - - - - - - - - - - -

48 48

103

65

133

109

152 163

204

181

66

180

273

141158

124114

128

211

-20

30

80

130

180

230

280

en

e-1

7

ma

r-1

7

ma

y-1

7

jul-

17

se

p-1

7

no

v-1

7

en

e-1

8

ma

r-1

8

ma

y-1

8

jul-

18

se

p-1

8

no

v-1

8

en

e-1

9

ma

r-1

9

ma

y-1

9

jul-

19

se

p-1

9

no

v-1

9

en

e-2

0

ma

r-2

0

ma

y-2

0

jul-

20

se

p-2

0

no

v-2

0

en

e-2

1

ma

r-2

1

ma

y-2

1

Exportación Importación

86 Mbd 31 Mbd 4 Mbd 140 Mbd 146

Mbd


Eficiencia operativa y reducción de costos


Costo de extracción de petróleoUSD por barril

13.70 14.06

11.15

2018 2019 2020

Reducción de

20.7%


Reducción de costos totales en exploración y producción, 2019-2021MXN millones

15,354

25,070

19,821

60,245

2019 2020 2021 Total

Reducción en 2019-2020:

40,424

Eficiencia operativa

Nota: Información verificada por una compañía especializada en la industria petrolera (IHS Markit).


PEMEX: una empresa que genera valor

1. En este cálculo, PEMEX no incluye variables que no generan flujo de efectivo. EBITDA por sus siglas en inglés (earnings before interest, taxes, depreciation, and amortization)

Fuente: Cifras estimadas de Bloomberg así como Estados Financieros de PEMEX bajo NIIF al primer semestre de 2021.

• Al primer semestre de 2021, la generación de

flujo por la operación confirma a la empresa

como una de las que generan mayor valor

económico dentro de la industria.

Margen EBITDA (EBITDA/Ventas)1

13%

16%

19%

21%

21%

23%

23%

35%

40%

51%


Comparativo de EBITDA y gastos de operación

1. EBITDA Pemex: Rendimiento antes de intereses, impuestos , depreciación y amortización, deterioro, pozos no desarrollados y costo neto del periodo de beneficios a empleados neto de pagos de pensiones y servicio médico.

2. Gastos de venta, generales y administración.

3. Fuente: Cifras estimadas de Bloomberg así como Estados Financieros de PEMEX bajo NIIF al primer semestre de 2021.

PEMEX: Entre las empresas con menores gastos de operación en la

industria petrolera internacional

47%59% 61%

74% 73% 75% 71% 77% 80% 82%

2%

1%4%

3% 4%4% 8%

4%4%

5%

51%40%

35%

23% 23% 21% 21% 19% 16% 13%

0%

25%

50%

75%

100%

Petrobras Equinor Pemex Chevron Eni Total BP Shell Exxon Repso l

EBITDA

SG&A

Gastos deOperación

1/

2/


EBITDA y margen EBITDA

1. Ingresos antes de intereses, impuestos y depreciación del ejercicio, (EBITDA) por sus siglas en inglés. Valores en pesos cor rientes.

5341

68

18

106

124

1T20 2T20 3T20 4T20 1T21 2T21

19%23%

29%

7%

33%36%

1T20 2T20 3T20 4T20 1T21 2T21

EBITDA1

MXN mil millones

Margen EBITDA

Porcentaje sobre total de ventas

• En el segundo trimestre del año, la generación de EBITDA de la empresa continuó

registrando una importante recuperación en comparación con los trimestres anteriores.

• De igual manera, el margen EBITDA se ubicó en 36%, es decir 13 puntos porcentuales por

arriba del registrado en el mismo trimestre del ejercicio 2020. Esta capacidad para generar

flujo por la operación continúa ubicando a la empresa en las primeras posiciones con

relación a las empresas comparables del sector.


Ahorros en partidas ajustadas con criterios de austeridad 2015-2021MXN millones

2015 2016 2017 2018 2019 2020

2021

(enero-

junio)

Materiales de sanitización,

limpieza y otros72 59 45 33 8 17 8

Telefonía móvil 13 11 8 7 2 0 0

Asesorías técnicas (incluye al

IMP)3,435 3,361 2,884 2,276 751 720 425

Estudios e investigaciones 275 65 22 109 13 16 18

Subcontratación de servicios

con terceros (incluye servicios

médicos subrogados para

atención de COVID)

1,205 284 629 1,243 761 1,053 650

Comunicación social 119 165 211 244 12 17 17

Pasajes aéreos y viáticos 3,154 2,683 2,436 883 471 318 196

Congresos, convenciones y

exposiciones26 12 42 11 0 0 0

Ejercicio del gasto con

eficiencia, austeridad y

control.

8,301

6,640 6,277

4,805

2,019 2,1411,315


Otrosaspectosrelevantes


Proceso de crudo en la refineríasMiles de barriles diarios (Mbd)

591

703 710

824

647682 669

Ene Feb Mar Abr May Jun

Continúa la

rehabilitación de

las refinerías, con

resultados

positivos en incrementos en el

nivel de proceso

de las refinerías.

Promedio

Anual

2020 2021


Ventas internas de gasolina y diéselMiles de barriles diarios (Mbd)

Gasolinas Diésel

2021 2021

Las ventas internas están recuperándose

540

571

1T21 2T21

210 212

1T21 2T21


Robo de combustibles, 2018-20211

MXN miles de millones

1. Precios en almacenes, no incluye impuestos (IEPS e IVA)2. En comparación con las cifras observadas en 2018

Los ahorros estimados para

PEMEX en dos años ascienden a

MXN 86.7 mil millones2

36.2

3.6 3.6 2.33.21.0 0.7 0.6

2018 2019 2020 2021

Gasolina y diésel GLP Ene-Jun


Estrategia exitosa contra el robo de combustibleDesviación Mbd (noviembre 2018 – junio 2021) por Mercado Ilícito de Combustible

56

8174

6.4 4.8 4.2

Promedio2018

Noviembre2018

Diciembre2018

Promedio2019

Promedio2020

Promedio2021


Avance en el pago a proveedores y contratistas

• El pasivo circulante registrado al cierre de 2020 que se trasladó a 2021 fue de

120,646 Mdp, que corresponde al 21.9% del presupuesto aprobado para el 2021.

• Importante avance en el pago de adeudos con proveedores y contratistas. Al cierre

de junio se han saldado 102,215 Mdp correspondientes al 84.7% del total del

adeudo.

MXN millonesSaldo Inicial Pagado Saldo

(1) (2) (3=1-2)

Pemex 120,646 102,215 18,431

Exploración y Producción 103,792 86,899 16,892

Transformación Industrial 10,247 9,608 640

Logística 2,613 2,272 341

Fertilizantes 73 56 17

Corporativo 3,921 3,380 541


Pago a proveedores y contratistas 2017-20211

MXN millones

1. Los montos incluyen el Impuesto al Valor Agregado.

• PEMEX ha mantenido

un flujo de pagos a sus

proveedores y

contratistas incluso en

los peores meses de la

crisis del COVID del

año pasado.

• En la primera mitad del

año se lleva el 60.4%

del monto pagado en

todo el año 2020.

277,625 278,413 279,815 279,002

168,574

2017 2018 2019 2020 2021

(ene-jun)

+0.3% +0.5% -0.3%


Evolución del CAPEX, 2013-2020Cifras anuales en MXN millones

Fuente: Reportes 20-F de PEMEX de 2013 a 2020.Estados financieros al 30 de junio de 2021.

253,465

277,156

203,307

183,021

113,02596,762

111,127122,476

72,248

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

(ene-jun)


Apoyos del Gobierno Federal 2021

Conforme a lo que dispuso el Gobierno

Federal, Petróleos Mexicanos recibe

aportaciones patrimoniales alineadas al perfil

de vencimientos de su deuda de corto plazo

para cubrir sus amortizaciones.

El 19 de febrero de 2021 se publicó en el

Diario Oficial de la Federación un Decreto

Presidencial por medio del cual el Ejecutivo

Federal otorga a Petróleos Mexicanos un

estímulo fiscal acreditable al pago del

Derecho por la Utilidad Compartida (DUC) en

2021 hasta por MXN 73,280 millones.

• Este beneficio se concede a Petróleos

Mexicanos, en adición a la

reducción de la tasa aplicable para

el cálculo del DUC, la cual deriva de la

reforma histórica aprobada por el

Congreso de la Unión en 2019,

producto de la cual, la tasa pasó de

65% vigente en 2019, a 58% en 2020

y a 54% en 2021.

El compromiso del Gobierno Federal para seguir apoyando la posición

financiera de PEMEX sigue quedando demostrado.

• Durante la primera mitad del año, se

han recibido aportaciones por un total

de MXN 64,124 millones.


Cobertura Petrolera 2021

• La estrategia de cobertura actual de PEMEX corresponde a un porcentaje de su exposición

del 2021, alrededor del 50% del año completo.

• La estrategia consistió en la compra de put-spreads mensuales en dos fases. La primera

fase con cobertura del 16 de diciembre de 2020 al 15 de junio de 2021 y la segunda con

cobertura del 16 de julio al 15 de diciembre de 2021. Para la primera fase la estrategia

protege de caídas en el precio de la mezcla de crudo mexicano por debajo de lo

establecido en la Ley de Ingresos Federales. (42,1 USD / b), y para la segunda fase

protege de caídas en un precio más alto (60,4 USD / b) que es el nivel en el que los

ingresos netos comprometerían el CAPEX y OPEX planeados para el año en curso.

• Dada la caída en los precios del petróleo en 2019 y 2020, Pemex recibió USD 369 y USD

377.4 millones, respectivamente.

• PEMEX no recibió ingresos por la primera mitad del

programa de cobertura dado que los precios

observados estuvieron por encima del precio de

ejercicio.

• PEMEX tiene la intención de continuar con su

programa de cobertura para el 2022, el precio

objetivo dependerá de lo establecido en el Programa

Federal.


Resultados

369.1

149.6

0 100 200 300 400

Ingresos porpago de lacobertura

Costo

377.4

178.3

0 200 400

Ingresos porpagode la

cobertura

Costo

Excedente de

219.5

2019 2020

Con el excedente de

2019 se pagó la cobertura de 2020

0.0

159.3

0 100 200

Ingresos porpagode la

cobertura

Costo

2021

487

746

Costos Ingresos

Cobertura

2019-2021

Con el excedente de

2020 se pagó la cobertura de 2021

PEMEX no recibió ingresos por la primera mitad del programa de cobertura dado que

los precios observados estuvieron por encima del precio de ejercicio.


Deuda públicay estrategia de financiamiento


Adquisición de la refinería Deer Park: visión estratégica del gobierno de México

• En materia energética, la nueva visión para el sector está enfocada en la recuperación

de la industria energética nacional y en reducir la dependencia de México para este

sector estratégico.

• En PEMEX se ejecuta el Programa de Rehabilitaciones del SNR y se construye la

Nueva Refinería en Dos Bocas. Además, se invierte en la conclusión del Proyecto de

la Coquizadora de Tula, que permitirá obtener más gasolinas y diésel, disminuyendo la

generación de combustóleo.

• En 2020 se ejercieron 10,704 millones de pesos para las Rehabilitaciones del SNR.

Para 2021, se tiene un presupuesto asignado de 7,498 millones, así como un monto en

espera de autorización por 13,167 millones de pesos.

Con el objetivo de complementar la estrategia, Petróleos Mexicanos

concluyó las negociaciones para adquirir el 50% de la participación en la

refinería de Deer Park propiedad de Shell


Adquisición de la refinería Deer Park: visión estratégica del gobierno de México - Alcance

Descripción del activo

Ubicación

▪ Deer Park, Texas.

▪ Canal de navegación de Houston (Houston Ship Channel).

▪ Ocupa un área de 930 hectáreas.

Capacidad de procesamiento

▪ 340,000 barriles por día nominal.

▪ Índice de complejidad: 12.1

▪ 18 plantas de proceso

Integración ▪ Está integrada al complejo petroquímico de Shell en Deer Park.

Logística▪ Capacidad logística por buque, ducto, carrotanque y autotanque.

▪ Acceso a terminales de crudo y productos en la zona.

Dieta de crudo▪ En 2020: 36% Maya, 21% WTI, 21% Canadienses, 17% WTI Ligero, 5% otros crudos.

▪ Principal cliente de crudo mexicano en la Costa Norte del Golfo de México

50.005%

PMI NASA

49.995%.PEMEX

(a través de

sus

empresas

filiales)

100%

PEMEX

Estructura

actual

Estructura

propuesta


Adquisición de la refinería Deer Park: términos de la transacción - Desembolso de recursos

Hasta USD 490 millones1

pre-pago de deuda vigente de la sociedad en caso de que se haga exigible por el cambio de

control derivado de la operación

USD 106 millones saldo pendiente del Préstamo

otorgado por el socio

general Shell Oil Company el

31 de enero de 2021

Valor de la operación

USD 596 millones

Los recursos para la operación serán provistos por el Gobierno Federal

Barclays, el banco estructurador de la operación, llevó a cabo análisis de valuación y

sensibilidad con una opinión favorable

La transacción está sujeta a autorizaciones de reguladores externos, se anticipa

cerrar en el cuarto trimestre de 2021.

1. Representa la porción de deuda externa de Shell, es decir el 50.005% de USD 980 millones.


Líneas de crédito garantizadas por Agencias de Crédito a la Exportación

Petróleos Mexicanos cuenta con el apoyo de las Agencias de Crédito a la

Exportación más importantes del mundo

En enero de 2021, PEMEX suscribió un contrato de

crédito garantizado por la agencia de crédito a la

exportación Sinosure de China, por un monto de USD

152 millonesSinosure

USD 152 millones

EXIMUSD 400 millones

En mayo de 2021, PEMEX obtuvo dos prestamos con

la garantía del Export-Import Bank de los Estados

Unidos por un monto total de USD 400 millones


Rendimiento del bono PEMEX a diez años

A pesar de la volatilidad generada por el COVID–19, el rendimiento del bono de referencia a 10

años se recuperó considerablemente, y se mantiene estable al cierre del trimestre.

5.4

6.4

7.4

8.4

9.4

10.4

11.4

12.4

nov-18 ene-19 abr-19 jun-19 sep-19 dic-19 feb-20 may-20 ago-20 oct-20 ene-21 mar-21 jun-21

Tasa de interés%

Declaratoria

de pandemia COVID19

6.33%

12.05%

Máximo:

7.65% / 20 nov


Perfil de vencimientos de la deudaUSD miles de millones

1. No considera el saldo de las líneas de crédito revolventes dispuestas, ni intereses devengados, ni el monto de la monetizació n de bonos del Gobierno Federal, que por motivos contables se registró en pasivos de corto plazo.

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

→

1


Deuda pública 2021MXN miles de millones

1. Endeudamiento neto aprobado por el Congreso en términos del crédito público según lo establecido en la Ley de Ingresos de la Federación 2021 ascendió a 22,000 Mdp en deuda interna y a 1,000 Mdd en deuda externa, que expresado en pesos totaliza 44 Mdp.

2. Cifras preliminares.

Endeudamiento neto

aprobado1

Endeudamiento

neto objetivo2

Financiamiento 173.3 129.3

Amortizaciones 129.3 129.3

Endeudamiento 44 0

Trayectoria anual de endeudamiento neto público

223195

232

72 60

-2931 0

-50

0

50

100

150

200

250

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 e

El objetivo para este año es

lograr un endeudamiento neto igual a cero, en línea con la mejora en las perspectivas

económicas para 2021


4,232 4,413 1,922 10,009 4,828 25,403

Durante 2021,

el Gobierno

Federal

realizará

aportaciones de

capital a Pemex

de acuerdo al

perfil de

vencimiento de

su deuda.

El 4 de mayo, el

Gobierno

Federal realizó

la segunda

aportación.

Las líneas de

crédito

revolventes (LCR)

se registran como

deuda de corto

plazo. Sin

embargo, estas

LCR están

totalmente

comprometidas,

por lo que Pemex

y PMI podrán

renovar las

disposiciones

hasta su fecha de

vencimiento.

Por razones

contables, esta

operación se

registró como

deuda de corto

plazo. Sin

embargo, la

fecha de

vencimiento es

el 24 de

noviembre de

2023.

Programa de

Financiamiento

2022

Deuda de corto

plazo: Necesidades

de liquidez por año

2021: 6,154

2022: 4,413

2023: 4,828

Total: 15,394

10,009 de las LCR

podrán renovarse

hasta su vencimiento

Deuda de corto plazo 2T21USD millones

Jul - Dic 2021

Vencimientos

Intereses

Acumulados

Pemex - 7,748

PMI - 2,261Monetización de

Pagarés

Ene- Jun

2022

Vencimientos


Exploración y Producción


49Nota: La producción diaria de líquidos incluye al petróleo crudo y los condensados sin incluir la producción de los socios

Al cierre del 2T21 se produjeron 496 Mbdadicionales a la tendencia de disminución de 2018

1,200

1,300

1,400

1,500

1,600

1,700

1,800

1,900

2,000

en

efe

bm

ar

ab

rm

ay

jun jul

ag

ose

poct

no

vdic

en

efe

bm

ar

ab

rm

ay

jun jul

ag

ose

poct

no

vdic

en

efe

bm

ar

ab

rm

ay

jun jul

ag

ose

poct

no

vdic

en

efe

bm

ar

ab

rm

ay

jun jul

Condiciones

climatológicas

atípicas

Cierre de la OPEP

Plus

Incidente FPSO

Fuga ducto

Yaxche-A a

la TMDB

49

6 M

bd

Contagio COVID

1,264 Mbd

Declinación

10.4% anual

Estabilización

Crecimiento

1.4 % anual

Producción

30-jun-21

1,760 Mbd

Producción diaria de líquidos

Mbd

Cambio de

horario

20192018 2020 2021


Desempeño trimestral de la producción de líquidos

65% 62% 61% 61% 60%

25% 27% 29% 30% 30%

7% 7% 6% 6% 6%3% 3% 3% 4% 4%1,673 1,658 1,676 1,715 1,736

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

2T20 3T20 4T20 1T21 2T21

Producción de líquidos

Mbd

Pesado Ligero Superligero Condensados

80%

20%

Producción de crudo

2T21

Marina Terrestre


ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

2019 2.6 3.5 4.6 5.2 5.2 6.4 6.8 7.0 7.8 8.1 11.6 13.5

2020 20.4 21.8 33.9 47.0 47.5 57.5 77.0 108.9 122.1 124.6 137.0 146.5

2021 144.5 157.0 163.2 165.0 188.3 216.8

Al cierre del 2T21 los campos nuevos produjeron 231 Mbd

30-jun-21

231.4 Mbd

2019 2020 2021

6.9 78.7 172.5

63.2

0

10

20

30

40

50

60

0

50

100

150

200

250

CampoPozos Qo

(#) (Mbd)

Cahua 3 1.5

Cheek 4 18.6

Cibix 4 2.3

Hok 3 3.1

Ixachi 9 24.1

Manik 3 10.0

Mulach 5 22.3

Octli 5 21.2

Pachil 1 0.4

Pokché 2 4.1

Quesqui 5 50.6

Tlacame 6 22.1

Valeriana 1 0.4

CampoPozos Qo

(#) (Mbd)

Xikin 2 5.6

Xolotl 1 2.6

Tlamatini 2 10.9

Racemosa 1 5.3

Uchbal 1 2.4

Kuun 1 0.9

Terra 1 1.0

Koban 1 6.9

Tetl 1 1.4

Itta 1 6.3

Tum 1 0.9

Tupilco 1 2.5

Total 65 227.5

51


Desempeño trimestral de la producción de gas hidrocarburo

1. No incluye nitrógeno

72% 73% 73% 73% 73%

28%27% 27% 27% 27%

3,5283,680 3,635 3,700 3,658

0

1,000

2,000

3,000

4,000

2T20 3T20 4T20 1T21 2T21

Producción de gas hidrocarburo1

MMpcd

Asociado No asociado

54%

46%

Producción de gas

hidrocarburo 2T21

Marina Terrestre


Aprovechamiento de gasMMpcd

1. Incluye nitrógeno

395

507

677 712

608

91.4%89.5%

85.8% 85.1%86.9%

0

200

400

600

2T20 3T20 4T20 1T21 2T21

Envío de gas a laatmósfera (MMpcd)

Aprovechamientode gas / Total degas producido 1


Información general y porcentajes de participación para la operación del yacimiento compartido Zama

1. Fuente: Reporte Final Ryder-Scott basado en un Volumen Original de Hidrocarburos en Sitio en el yacimiento Zama de 1,656 MMbpce

Información del yacimiento

• Categoría: Aguas Someras

• Provincia geológica:

Cuencas del Sureste

• Hidrocarburo principal:

Aceite Ligero (29° API con

gas asociado)

• Litología de Play objetivo:

Areniscas de edad Mioceno

Superior

• Tirante de agua: 100-200

metros

• Actividad realizada:

4 Pozos perforados :

• Zama-1 SON

• Zama-2DEL

• Zama-2DELST

• Zama 3DEL

El campo Zama se encuentra ubicado

frente a las costas de Tabasco, a una

distancia de ~60 Km de la Terminal

Marítima de Dos Bocas

Ubicación

El riesgo financiero de PEMEX es mayor

al de cualquier otra compañía

Porcentajes de participación1

%

~ 60 Km

50.43

49.57

PEMEX ConsorcioBloque 7

50.43

19.83 17.3512.39

PEMEX Winter-shall-DEA

Talos Premiere

49.57

Consorcio Bloque 7


Descripción de eventos ocurridos el 2 de julio: Plataforma Ku-C

Inicio de la emanación de gas

hidrocarburo a la superficie del

mar.

A raíz de la acumulación del

mismo durante los 22 minutos

posteriores a la ruptura en el

gasoducto.

Por consecuencia de una

tormenta eléctrica es lo que

inicia el incendio de la nube de

gas hidrocarburo.

01

02

03

Rotura en el gasoducto de

12”

Formación de nube de

gas hidrocarburo

Descarga eléctrica en

las cercanías de Ku-C

¿Qué paso? Impacto en la producción:

5.0 Mbd

Producción diferida por bloqueo en el

ramal de bombeo neumático de Ku-C,

una vez que se concluya la reparación del

gasoducto de 12” se restablecerá la

producción.

Actualmente…

Se trabaja sobre el punto de ruptura en el

dragado, instalación de habitad y

soldadura. Se prevé la apertura del

gasoducto el próximo 6 de agosto del

2021.

Punto de ruptura


Procesos Industriales


Proceso de crudo y producción de petrolíferos

1. Incluye gas seco, gasóleos, aceite cíclico ligero, aeroflex, asfaltos, coque, lubricantes y parafinas.

•Durante el segundo trimestre de 2021,

el proceso de crudo promedió 666

Mbd y la producción de petrolíferos

promedió 659 Mbd.

•El margen variable de refinación se

ubicó en 2.36 USD/b, debido

principalmente por un efecto precio en

el mercado de los productos refinados.

311 313 311392 354

320 292 273

355311

631 605 584

747

666

-

250

500

750

2T20 3T20 4T20 1T21 2T21

Proceso de crudoMbd

Crudo ligero Crudo pesado

208 162 184 237 195

183 193 202

259 235

141 110 101

124 100

7 4 5

8

8 9 13 23

31

30 116

85 79

109

91

665

566 594

769

659

-

250

500

750

2T20 3T20 4T20 1T21 2T21

Producción de petrolíferosMbd

Otros*

Turbosina

GLP

Diésel

Combustóleo

Gasolinas

automotrices

1

9.83

0.57

3.42

6.04

2.36

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

2T20 3T20 4T20 1T21 2T21

Margen variable de refinaciónUSD/b


Proceso y producción de gas

1. Incluye corrientes a fraccionamiento.

2,328 2,326 2,271 2,240 2,208

443 434 428 414 402

2,771 2,760 2,700 2,653 2,610

-

1,000

2,000

3,000

2T20 3T20 4T20 1T21 2T21

Proceso de gas húmedoMMpcd

Gas húmedo dulce

Gas húmedo amargo

2,253 2,280

2,174

2,057 1,993

210 209 185 176 176

100

150

200

250

300

350

400

450

1,500

1,800

2,100

2,400

2T20 3T20 4T20 1T21 2T21

MbdMMpcd

Producción de gas seco y líquidos del gas

Gas seco de plantas

(MMpcd)

Líquidos del gas

natural (Mbd)

1


Producción de petroquímicos

1. Incluye anhídrido carbónico, butadieno crudo, ceras polietilénicas, CPDI, especialidades petroquímicas, heptano, hexano, hidr ógeno, isopentanos, líquidos de pirolisis, nitrógeno, oxígeno y pentanos.

• La producción en la cadena de derivados del metano se ubicó en 101 Mt, resultado de la operación estable de la

planta de amoniaco VI en el complejo petroquímico La Cangrejera y de la planta de metanol en el complejo

petroquímico Independencia.

• La producción de aromáticos y derivados fue de 26 Mt, lo que se explica por el mejor desempeño operativo de la

planta CCR del complejo petroquímico La Cangrejera.

74 39

112 76

101

84

89

77

74 34

18

1

1 21

26

2

2

2 1 1

75

64

45 46

39

35

30

46 72

36

72

23

88 56

93

359

249

369 347

330

-

50

100

150

200

250

300

350

400

2T20 3T20 4T20 1T21 2T21

Producción de petroquímicos

Miles de toneladasOtros*

Materia prima para negrode humo

Azufre

Propileno y derivados

Aromáticos y derivados

Derivados del etano

Derivados del metano

1


ASG Petróleos Mexicanos: una empresa comprometida con el medio ambiente


Consolidado de Inversiones para la atención de riesgos no tolerables en materia de Seguridad y Confiabilidad (“riesgos no tolerables”) 2019-2021

• Durante los años de 2015 a 2018, se redujo la inversión en el

mantenimiento y reparaciones mayores.

• Fue con esta administración que nació la iniciativa específica de

atención de riesgos no tolerables en materia de seguridad industrial y confiabilidad.

• Por lo que fue necesario que a partir de 2019 se asignaran recursos

para revertir la tendencia en el deterioro de las instalaciones y en

consecuencia, potenciales siniestros y accidentes asociados a riesgos de Seguridad Industrial y Confiabilidad Operacional.

• Es de la máxima prioridad de Pemex la prevención de cualquier

contingencia por siniestros y accidentes en nuestras instalaciones.


Consolidado de atención a riesgos no tolerables en materia de Seguridad y Confiabilidad (“riesgos no tolerables”) gestionados durante 2019-2021

Monto total

12,764.39

Total riesgos

630

931.12

3,983.89

2,929.90

3,333.89

1,204.70

380.89

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

2019 2020 2021

Monto en millones de MXN sin SNR Monto en millones MXN del SNR

4,265.01

5,188.59

3,310.79

190

riesgos

230

riesgos

40

riesgos

125

riesgos

240

riesgos

115

riesgos

126

riesgos

34

riesgos

160

riesgos

El presupuesto para la

atención de riesgos no

tolerables de 2021, fue

autorizado por

CAPEMEX, y se

encuentra en proceso de

gestión

Nota: SNR – Sistema Nacional de Refinación

MXN millones


Análisis de resultados de la estrategia de atención de riesgos no tolerables

Con la finalidad de estar en posibilidad de evaluar los resultados en la

estrategia, a continuación se presenta lo siguiente:

1. Identificación de causa raíz de siniestros mayores

2. Comparativa de severidad de los siniestros ocurridos en los últimos

tres años.

3. Comparativa en frecuencia de siniestros industriales 2016-2018 vs.

2019-1S 2021.



1. Identificación de causa raíz de siniestros mayores

Se analizaron las causas raíz de los siniestros ocurridos en los años 2019 a 2021 y se

contrastaron con los inventarios de riesgos no tolerables, sin que se identificara una

relación entre éstos, ya que en todos los casos los siniestros han sido asociados con

eventos accidentales, súbitos e imprevistos.

204.6

66.722.2 293.6

2019 2020 1S - 2021 Total

En el periodo de 2019 a

junio de 2021, la

recuperación por

reclamaciones de seguros

asciende a 293.6 millones

de dólares, monto que ha

permitido resarcir a PEMEX

los daños por siniestros.



2. Comparativa de severidad de los siniestros ocurridos en los últimos años.

De la revisión de los tres siniestros más grandes del 2012-2018 vs. los tres mayores de

2019-2021 se observa que las consecuencias son menores.


junio de 2021, se han

reclamado siniestros mayores

por un monto de USD 63

miles de millones (USD 21.0

miles de millones promedio)

mismos que muestran una

reducción respecto a los

ocurridos hasta 2018 donde

se reclamaron siniestros

mayores por USD 923.1

miles de millones (USD

307.7 miles de millones

promedio).

99.70

693.20

130.20

43.0015.00 5.00

Terra 123(2013)

Abkatun APermanente

(2015)

Abkatun ACompresión

(2016)

Akal C6(2020)

Ref.Minatitlán

(2021)

Gasoducto(2021)

Siniestros2018 y anteriores- 1S 2021

USD millones

A partir de 2019 se reduce la

severidad de los accidentes



3. Comparativa en frecuencia de siniestros industriales (2016-2018 vs 2019-1S 2021).

De los registros de los siniestros industriales se observa una disminución en el número de

eventos.


junio de 2021, se han

reclamado 792 siniestros

(264 promedio anual)

mismos que muestran una

reducción respecto al periodo

2016-2018 donde se tuvieron

1,613 reclamaciones (537.7

promedio anual).

Siniestros2016 - 1S 2021 / Reclamaciones

A partir de 2019 se reduce la

severidad de los accidentes

562508 543

394

200 198

2016 2017 2018 2019 2020 1S 2021

Siniestros industriales


Proceso de Administración de Riesgos y Aseguramiento

El proceso de administración de riesgos en Petróleos

Mexicanos y sus Empresas Productivas Subsidiarias,

conlleva a la identificación de peligros y evaluación

de riesgos.

Identificación de

riesgos

Asegurables

Determinación del esquema de aseguramiento para

bienes, empleados y responsabilidades, y

contratación de pólizas.

Aseguramiento

Seguimiento a los programas de aseguramiento,

prevención de pérdidas y de indemnizaciones.

Seguimiento y

control


Beneficio de los programas de prevención de pérdidas derivados de las pólizas de seguros

Mantener el

aseguramiento

Obtención de permisos de Órganos

Reguladores que permiten continuar con

las operaciones.

Mejorar la calidad

del riesgo

Se atienden los riesgos identificados en las

visitas a las instalaciones por firmas

de ingeniería con experiencia en el mercado internacional

de petróleo y gas, lo cual podría reducir el

costo de las primas.

Reducir la

siniestralidad

El propósito de Aseguradores/

Reaseguradores es emitir recomendaciones cuyo

cumplimiento reduzca las pérdidas por siniestros.

Evitar exclusiones

en el pago de

siniestros

En caso de siniestro, el cumplimiento de las recomendaciones permite

el pago de indemnizaciones de los

eventos accidentales, súbitos e imprevistos.


Acciones recientes relativas a Prevención de Pérdidas

Implementación del programa de visitas de evaluación de riesgos

• A pesar de la contingencia por COVID-19, en el 2020 se continuó con las visitas de

evaluación de riesgos cumpliendo los protocolos requeridos, realizándose un total de

10 visitas a instalaciones.

• Derivado de las visitas realizadas en 2020, se logró mejorar la calificación de control

de riesgo de la Refinería de Tula, al pasar de una calificación de Bajo-estándar a

Estándar.

• Durante el periodo de enero 2019 a junio 2021 se han cerrado un total de 843

hallazgos derivados de las visitas de evaluación de riesgos, en comparación con 479

cerrados del periodo 2016 a 2018.

• En el año 2021 se considera realizar un total de 27 visitas de evaluación de riesgos

en instalaciones en tierra y mar, a fin de mantener esquemas de control a través de

la identificación de riesgos en conjunto con las firmas de ingeniería internacionales.

• Estamos trabajando de manera coordinada con las Empresas Productivas

Subsidiarias, a fin de agilizar la identificación y atención de los riesgos no tolerables

en materia de seguridad y confiabilidad, así como en el cumplimiento oportuno de

los programas de mantenimiento.


Petróleos Mexicanos: una empresa comprometida con el medio ambiente (1/2)

• Petróleos Mexicanos está plenamente consciente que, como parte de sus

actividades industriales, debe considerar los impactos sociales y ambientales.

• Por ello, parte de sus inversiones en el ámbito de exploración y producción,

así como de transformación industrial, tienen por objeto incidir en la

disminución de potenciales afectaciones al suelo, agua y aire, de las zonas en

las que mantiene operaciones.

• En este sentido, participa activamente en acciones de apoyo a la conservación

de áreas naturales como son el Parque Ecológico Jaguaroundi, y el Parque

Ecológico Tuzandépetl, ambos ubicados en el estado de Veracruz.

• Destaca en materia de agua su tratamiento y reúso en los centros de trabajo,

principalmente las refinerías.

• En cuanto al aíre vale la pena resaltar los resultados positivos que se han

obtenido en materia de quema de gas, como se observa a continuación.


Petróleos Mexicanos: una empresa comprometida con el medio ambiente (2/2)

Durante el segundo trimestre del

año se ha logrado una disminución

de 104 MMpcd respecto al nivel

observado durante el trimestre

anterior, es decir 14.6% menos, lo

que permitió pasar de un nivel de

aprovechamiento del 85% al 87%.

712

608

85% 87%

1T21 2T21

MMpcd Aprovechamiento

Aprovechamiento y quema de gas

PEP, 2021

- 14.6%


Comentarios finales


Preguntas y respuestas


Preguntas y respuestas

Ángel CidDirector General de Pemex Exploración y Producción

Alberto VelázquezDirector Corporativo de Finanzas

Jorge Luis Basaldúa SPA de la Dirección General de Pemex Transformación Industrial

Octavio RomeroDirector General

Resultados preliminares al 30 de junio de 2021 · 2021. 7. 29. · Al 30 de junio de 2021, el tipo...

Documents

Transcript of Resultados preliminares al 30 de junio de 2021 · 2021. 7. 29. · Al 30 de junio de 2021, el tipo...