Ciudad de México (Redacción / Energía Hoy).- Durante el primer trimestre de 2018 (1T18), las ventas totales de Petróleos Mexicanos (Pemex) se incrementaron 14.4% en comparación con el 1T17, debido principalmente a un aumento de 23.8% en las ventas de exportación como resultado de la recuperación de precios del crudo. Las ventas nacionales se incrementaron en 9.2% debido también al efecto originado por la liberalización de los precios de gasolinas y diésel.
La paraestatal reportó que en Rendimiento bruto y de operación, el costo de ventas se incrementó en 17.6% comparado con el 1T17, aislando el efecto del deterioro. Si se compara el costo de ventas incluyendo este rubro, el monto registrado se mantuvo estable. El rendimiento bruto registró MXN 139.7 mil millones.
Los gastos generales (administración, distribución, transportación, venta y otros ingresos/gastos) se mantuvieron estables, por lo que el rendimiento de operación se ubicó en MXN 107.4 mil millones.
En cuanto a Impuestos y derechos, en el periodo referido el total de impuestos y derechos se mantuvo estable comparado con el 1T17, debido principalmente a la recuperación de los precios del crudo. El derecho por la utilidad compartida se incrementó en 5.0% comparado con el 1T17. De esta manera, registró un rendimiento neto de MXN 113.3 mil millones.
Pemex indicó que la deuda financiera total disminuyó 4.3% comparada con el mismo periodo del año anterior, debido principalmente a la apreciación del peso frente al dólar americano. Al 31 de marzo de 2017, el tipo de cambio se ubicó en 18.3445 pesos por dólar, lo que ubicó la deuda financiera total en MXN 1,949.9 mil millones, o USD 106.3 mil millones.
Respecto a los Recursos financieros, al 31 de marzo de 2018, PEMEX contaba con cinco líneas de crédito sindicadas para administración de liquidez por un total de USD 6.7 mil millones y MXN 23.5 mil millones.
En tanto, informó que para mostrar de mejor forma la capacidad operativa de generación de flujos de efectivo, a partir del 4T17 se modificó la fórmula para calcular el EBITDA. Partiendo del rendimiento de operación, se sumará el costo neto del periodo de beneficios a empleados (sin incluir servicio médico, pago de pensiones y prima de antigüedad, dado que son salidas de efectivo), la deprecación, amortización y el deterioro de pozos, ductos, propiedades, plantas y equipo.
En las Actividades de inversión, al 31 de marzo de 2018, se ejercieron MXN 52.5 mil millones (USD 2.8 mil millones), lo que representa el 25.7% de la inversión programada de MXN 204.6 mil millones para el año.
Destacó que en producción de hidrocarburos, en el primer trimestre de 2018 se obtuvo una producción de 1,890 miles de barriles diarios (Mbd), lo que representa una disminución de 128 Mbd. Esta reducción en la producción fue ocasionada principalmente por el alto nivel de inventarios en los centros de almacenamiento.
Por otra parte, la disminución también se explica por la declinación natural y el incremento del flujo fraccional de agua en distintos yacimientos. La producción de crudo pesado permaneció estable gracias al activo Ku-Maloob-Zaab, que promedió 876 Mbd durante este trimestre.
Por su parte, la producción de gas natural (sin incluir nitrógeno) se ubicó en 4,782 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd); esto implicó una reducción de 9.5% respecto al 1T17.
Respecto al proceso de crudo, durante el 1T18, el proceso total de petróleo crudo promedió 598 Mbd, esto es una disminución de 36.8% con relación al 1T17. Esta reducción se explica principalmente por los siguientes factores: que la refinería de Salina Cruz operó con un solo tren durante este trimestre debido a fallas en el suministro eléctrico, y los procesos de arranque y estabilización en las refinerías de Madero y Minatitlán después de su salida de mantenimiento general.
Al finalizar el trimestre, la utilización de la capacidad de destilación primaria en las refinerías de Salina Cruz, Tula, Cadereyta y Salamanca alcanzó el 70%. Por su parte, el margen variable de refinación fue de USD 1.85 por barril, esto es USD 2.95 por barril menor que el margen registrado en el 1T17. Lo anterior es consecuencia del mejor desempeño en el precio de la mezcla mexicana de crudo.
Por su parte, el proceso de gas se redujo en 11.2%, derivado de menor abasto de gas húmedo amargo del mesozoico, así como una menor oferta de gas húmedo dulce de la cuenca de Burgos.
http://www.pemex.com/ri/finanzas/Reporte%20de%20Resultados%20no%20Dictaminados/Webcast%201T18.pdf
