Pemex pierde un 21% menos en el semestre, aferrada a la reducción de costes para enfrentar la caída del crudo

EFE.- La empresa pública Petróleos Mexicanos (Pemex) comunicó una pérdida neta de 7.693 millones de dólares en el primer semestre de 2016, un 21,4% menos que la registrada en el mismo periodo de 2015. En su informe financiero, la estatal atribuyó el resultado a una caída del 36% en el precio de la mezcla mexicana de crudo, la depreciación en 21,5% del peso frente al dólar y el cambio de las tasas de interés de los bonos gubernamentales, entre otros factores.

El resultado también se vio afectado por un descenso del 2,6% en la producción de petróleo crudo, al pasar de 2,26 millones de barriles diarios (Mbd) en el primer semestre de 2015 a 2,20 mbd de enero a junio pasado. Asimismo, por la caída de 7% de la producción de gas natural, que pasó de los 6,44 de millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) entre enero y junio de 2015 a 5,99 MMcd en 2016.

Las ventas de la compañía ascendieron a 25.419 millones de dólares, lo que representó un descenso del 18,3% respecto al primer semestre del año pasado. La utilidad bruta se ubicó en 11.830 millones de dólares, un 27,6% superior al reportado un año antes, mientras que el rendimiento de operación se situó en 8.206 millones de dólares, un 51,6% más que en el primer semestre de 2015. El ebitda (ganancias antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización) se desplomó hasta perder unos 656 millones de dólares.

En el segundo trimestre de 2016, Pemex registró una pérdida neta de 4.414 millones de dólares, un 1,4% menos que en el mismo período de 2015. Los ingresos se desplomaron un 17,2% en el periodo abril-junio respecto al primer trimestre de 2016, al situarse en 13.522 millones de dólares, indicó la petrolera. La estatal enfrenta este año un recorte presupuestario de 100.000 millones de pesos (5.288 millones de dólares), que afectará especialmente a sus proyectos de exploración y producción. De hecho, los resultados del segundo trimestre siguen afectados por el descenso de la producción y el contexto internacional desfavorable, aunque este quedó en parte aminorado por los cambios en los costes y en los impuestos.

Las ventas experimentaron una caída del 17,2% entre abril y junio, quedándose en 13.522 millones de dólares. La reducción, tanto a nivel externo como interno, se justifica por los menores precios y, en el caso de las ventas nacionales y en menor medida, por la disminución de volumen de las ventas del gas LP. El exceso de oferta sigue condicionando el mercado internacional de hidrocarburos, así como «una aparente recuperación de precios por la declinación temporal en producción», debido a incendios en Canadá y problemas en Nigeria, entre otros factores, enumeró el director de Finanzas de Pemex, Juan Pablo Newman.

Durante el segundo trimestre, «se observaron cambios positivos en los costes, impuestos y derechos que ayudaron a compensar» los efectos negativos del entorno en cuanto al precio de los hidrocarburos y el tipo de cambio, apuntó el director de Finanzas. Esto permitió «mejorar ligeramente» los resultados en comparación con el periodo anterior. La producción de crudo experimentó una caída del 2,2% en comparación al pasado año, principalmente por la reducción en un 6% en la producción de crudo pesado, cuyo promedio fue de 2,18 millones barriles diarios. Según indicó Newman, la producción resultó afectada por la «declinación natural de los campos maduros y el incremento del flujo fraccionario del agua».

El director de Recursos, Reservas y Asociaciones de Exploración y Producción, Gustavo Hernández, subrayó el componente estratégico del campo Trión del Golfo de México. El trabajo en este campo de aguas ultraprofundas, que será explotado por primera vez bajo el modelo de asociación entre Pemex y el sector privado, es visto por la petrolera como un «primer paso» para adoptar tecnologías y mejores prácticas que repercutan en la eficiencia y competitividad de la firma, apuntó Hernández. Ello a través de una fórmula que permitirá a Pemex «utilizar menos de sus recursos presupuestales y dividir los riesgos», en un área que tiene reservas probadas, probables y posibles por cerca de 485 millones de barriles de petróleo.