Memoria Documental

Monetización de Activos Transferidos al Centro Nacional de Control de Gas Natural (CENAGAS)Periodo 2012 - 2018

Dirección Corporativa de FinanzasSubdirección de Tesorería

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Monetización de Activos Transferidos al Centro Nacional de Control de

Gas Natural (CENAGAS)

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ÍNDICE 1. Presentación

2. Fundamento legal y objetivo de la memoria documental

3. Antecedentes

4. Marco normativo aplicable

5. Síntesis ejecutiva

6. Acciones realizadas

7. Resultados alcanzados e impactos identificados

8. Anexos

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De conformidad con el Décimo Sexto Transitorio del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en Materia de Energía, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 20 de diciembre de 2013, de la legislación secundaria promulgada en agosto de 2014 y demás disposiciones reglamentarias, Petróleos Mexicanos (Pemex) realizó la transferencia de activos del sistema Naco-Hermosillo y el Sistema Nacional de Gaseoductos en favor del Centro Nacional de Control del Gas Natural (CENAGAS).

En diciembre de 2016 se acordó entre Pemex Logística (PLOG) y CENAGAS que el valor de los activos transferidos fuera de 7,450 millones de pesos a diciembre de 2015. A cambio de esta transferencia, PLOG recibiría una contraprestación establecida en los “Lineamientos financieros y de contraprestaciones a los que se sujetarán Petróleos Mexicanos, la Comisión Federal de Electricidad y el Centro Nacional de Control del Gas Natural” emitidos el 29 de abril de 2015 por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (Lineamientos), lo que generó una cuenta por cobrar con CENAGAS, operada mediante un fideicomiso de administración y fuente de pago celebrado con Banco Nacional de Comercio Exterior, Sociedad Nacional de Crédito, Institución de Banca de Desarrollo (Bancomext).

Los Lineamientos establecen que los flujos generados por dicha transferencia podían ser monetizados total o parcialmente, por lo que

Pemex, a través de diversos análisis financieros, identificó diversos beneficios de llevar a cabo dicha monetización de activos. Derivado de esto se realizó la Monetización de la contraprestación por la transferencia de activos al CENAGAS.

La meta principal que persiguió esta operación fue la maximización del valor del activo a monetizar, procurando los mejores términos para Pemex.

La monetización de la contraprestación por la transferencia de activos a CENAGAS se presentó al Consejo de Administración de Pemex Logística el 7 de noviembre de 2017 para su aprobación; posteriormente se presentó el 17 de noviembre al Consejo de Administración de Pemex (CAPEMEX) para los mismos efectos.

Una vez obtenida la aprobación por ambos Consejos de Administración, se llevaron a cabo las acciones legales correspondientes para que el 22 de diciembre se diera el ingreso de la monetización a Pemex.

La contraprestación derivada de la transferencia de activos al CENAGAS está regulada por los Lineamientos. La contraprestación a monetizar tiene una temporalidad de 30 años con pagos trimestrales y corresponde al 95% de los ingresos correspondientes al costo de capital contable de la infraestructura de gas natural transferida, así como los productos financieros que generen.

Presentación

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El costo de capital se calcula conforme a los criterios de aplicación de la Directiva de tarifas, en relación al costode capital para el transporte de gas natural por ducto. Los parámetros con los que se realizarán los cálculos del costo de capital se actualizan de acuerdo con las resoluciones que emita la Comisión Reguladora de Energía (CRE), para incorporar el valor de la infraestructura de gas natural transferida que para efectos tarifarios reconoce la CRE y cada vez que concluya una revisión quinquenal para el costo de capital.

El área responsable de la ejecución de la monetización fue la Subdirección de Tesorería, de la Dirección Corporativa de Finanzas de Pemex.

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MARCO LEGAL PARA ELABORACIÓN DEL DOCUMENTO

• Acuerdo por el que se establecen las bases generales para la rendición de cuentas de la Administración Pública Federal y para realizar la entrega-recepción de los asuntos a cargo de los servidores públicos y de los recursos que tengan asignados al momento de separarse de su empleo, cargo o comisión, publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 6 de julio de 2017.

• Acuerdo por el que se establecen los Lineamientos Generales para la regulación de los procesos de entrega-recepción y de rendición de cuentas de la Administración Pública Federal, publicado en el DOF el 24 de julio de 2017.

El objetivo de esta memoria documental es comunicar los resultados de la Monetización de la contraprestación por la transferencia de activos al CENAGAS, cuya meta principal es la maximización del valor del activo a monetizar, procurando los mejores términos para Pemex.

Fundamento legal y objetivo de la memoria documental

Esta operación se estructuró de tal maneraque Pemex logró la transferencia sustancial del riesgo por variaciones en el costo de capital variable que computa el valor de la contraprestación.

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El 28 de agosto de 2014 se publicó en el DOF, el Decreto por el que se crea el Centro Nacional de Control del Gas Natural, organismo público descentralizado encargado de la gestión, administración y operación del Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural. (Anexo 1).

El Quinto Transitorio de dicho decreto de creación establece, fracción VI, que el Director General del CENAGAS, en coordinación y con apoyo de Pemex, deberá realizar las gestiones para celebrar, transferir o ceder los contratos, convenios o cualquier otro instrumento jurídico necesario para adquirir en propiedad la infraestructura identificada en el inventario a que se refieren las fracciones II y IV del mismo transitorio, garantizar la operación y mantenimiento de los bienes objeto de la transferencia y continuar con la administración de los contratos a que se refiere el Décimo Segundo Transitorio de la Ley de Hidrocarburos.

Con fecha 19 de febrero de 2015, la CRE emitió las resoluciones números RES/129/2015 y RES/130/2015, por las que se modifican los Permisos de Transporte de Gas Natural G/059/TRA/1999 y G/061/TRA/1999, correspondientes al SNH y al SNG, respectivamente, autorizando a PGPB la cesión de los mismos a favor del CENAGAS, condicionada a la celebración del contrato de transferencia y la correspondiente acta entrega-recepción de la misma.

El 28 de abril de 2015 se publicaron en el DOF, los Acuerdos de Creación de las Empresas Productivas del Estado Subsidiarias de Pemex denominadas Pemex Logística (PLOG) y Pemex Transformación Industrial (PTRI), los cuales entraron en vigor el 1 de octubre y 1 de noviembre de 2015, respectivamente, como resultado de la reorganización de los extintos organismos subsidiarios PGPB, Pemex-Refinación y Pemex- Petroquímica.

El 29 de abril de 2015, la Unidad de Política de Ingresos no Tributarios de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, emitió los Lineamientos.

El 21 de octubre de 2015, el Consejo de Administración de PGPB tomó conocimiento de las obligaciones a cargo de Pemex y sus organismos subsidiarios o sus causahabientes en esta materia y, en consecuencia, autorizó la desinversión de la infraestructura de transporte de gas natural a través de los instrumentos respectivos.

Antecedentes

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Con fecha 28 de octubre de 2015, PGPB y el CENAGAS suscribieron el Contrato de Transferencia de la infraestructura de transporte por ducto de gas natural, mismo que fue formalizado mediante la escritura pública número 91,631, otorgada ante la fe del Lic. Guillermo Escamilla Narváez, titular de la Notaría Pública número 243 del Distrito Federal, actuando como suplente y en el protocolo de la Notaría Pública número 114 del Distrito Federal, de la que es titular la Doctora en Derecho María Teresa Rodríguez y Rodríguez, a través del cual PGPB transfirió al CENAGAS, los Activos del SNG y del SNH, derechos inmobiliarios de instalaciones superficiales, derechos de uso en los derechos de vía compartidos, los derechos y obligaciones de los que era titular PGPB en los contratos de ocupación superficial, permisos de transporte, contratos con usuarios, así como los demás

derechos y obligaciones relacionados con el SNG y el SNH, con todo cuanto en derecho y de hecho les corresponda y que sean necesarios para continuarlos operando como una unidad industrial.

El 16 de diciembre de 2015, el CAPEMEX mediante el acuerdo CA-255/2015, tomó conocimiento de las obligaciones de Pemex y los entonces organismos subsidiarios o sus causahabientes, en esta materia y, en observancia de los Lineamientos, previa opinión favorable del Comité de Estrategia e Inversiones de Pemex y la autorización del entonces Consejo de Administración de PGPB, autorizó a PTRI y a PLOG, a llevar a cabo la transferencia de la infraestructura al CENAGAS, mediante la suscripción de los instrumentos respectivos.

Asimismo, se instruyó a la Administración para que, en coordinación con el CENAGAS, realizara las acciones de:

• Procurar maximizar la monetización del valor de los flujos proyectados relativos a la infraestructura transferida, empleando los mecanismos a su alcance tales como la Fibra-E, en las mejores condiciones para Petróleos Mexicanos.

• Llevar a cabo los trámites correspondientes ante la CRE y demás autoridades competentes a fin de actualizar las tarifas de transporte de gas natural conforme a las condiciones del mercado.

• Realizar las acciones conducentes en contra de la penalización impuesta por la autoridad competente.

• Informar periódicamente al Comité de Auditoría, y por su conducto al CAPEMEX, sobre los avances alcanzados en la implementación del acuerdo.

El 10 de marzo de 2016, la CRE emitió las Resoluciones por las cuales se autoriza la actualización de los permisos de transporte de gas natural, correspondientes al SNH y el SNG.

El 23 de diciembre de 2016, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público emitió la

“Metodología de cálculo para la contraprestación prevista en los lineamientos Financieros de Contraprestaciones a los que se sujetarán Petróleos Mexicanos, la Comisión Federal de Electricidad y el Centro Nacional de Control del Gas Natural”.

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Derivado de la Nota Metodológica se acuerda que el valor del Activo a diciembre 2015 asciende a 7,450 millones de pesos. En esta misma Nota Metodológica se menciona la forma de calcular el valor de la contraprestación que se presenta en la siguiente fórmula.

〖Contraprestación〗_m= (〖AFN〗_(m-1) *〖Costo de Capital〗_m) *95%*〖∆π〗_m

donde:

〖AFN〗_(m-1): Es el valor del activo fijo neto autorizado por la Comisión al cierre del mes inmediato anterior al que se paga la contraprestación, expresado en pesos del 31 de diciembre de 2015.

Costo de Capital: Es la tasa vigente determinada de conformidad con los criterios de aplicación de la Directiva de tarifas, en relación al costo de capital para el transporte de gas natural por ducto. Para 2016, la tasa vigente corresponde a 10.14%, el costo de capital mensual se calcula con la siguiente fórmula:

〖Costo de capital〗_m= (1+Costo de Capital) ^ (1/12)-1

〖∆π〗_m: Es la inflación acumulada durante el periodo transcurrido entre el 31 de diciembre de 2015 (el valor al cual están expresados los activos) y el mes en el cual se paga la contraprestación. Este factor, permite reconocer los efectos de la inflación en el monto de la contraprestación y se determina con base en el Índice Nacional de Precios al Consumidor.

m: Es el mes de valuación.

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Actualmente, CENAGAS es el gestor y administrador independiente del Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural, y tiene por objeto garantizar la continuidad y seguridad en la prestación de los servicios en ese sistema para contribuir con el abastecimiento del suministro de dicho energético en territorio nacional.

En función de los activos transferidos tanto por Pemex y CFE al CENAGAS, éste cuenta actualmente con ingresos que dependen de las tarifas aprobadas por la CRE respecto al gas natural. El 19 de diciembre de 2016, se definieron las reglas de operación del fideicomiso irrevocable público de administración y pago entre CENAGAS como fideicomitente y Bancomext como fiduciario (el “Fideicomiso Bancomext”), por medio del cual se opera el pago de la contraprestación de la transferencia de Activos.

La estructura de flujos a través del Fideicomiso Bancomext acordada en octubre de 2016 se presenta en el siguiente diagrama.

1. Pemex y otras empresas pagan por el servicio de transporte de gas natural al Fideicomiso.

2. Fideicomiso Bancomext distribuye recursos de tarifas:

• Para proveedores de operación y mantenimiento (OMAs). • Para PLOG como pago de la infraestructura transferida. • Para CFE como pago de la infraestructura transferida. • Los remanentes se destinan al propio CENAGAS.

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EXTERNO

• Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en Materia de Energía, publicado en el DOF, el 20 de diciembre de 2013.

• Ley de Petróleos Mexicanos.

• Ley General de Títulos y Operaciones de Crédito.

• Lineamientos financieros y de contraprestaciones a los que se sujetarán Petróleos Mexicanos, la Comisión Federal de Electricidad y el Centro Nacional de Control del Gas Natural emitidos por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público el 29 de abril de 2015 y sus oficios complementarios.

• Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos.

INTERNO

• Acuerdo CA-255/2015, adoptado por el CAPEMEX en la Sesión 903 Extraordinaria de fecha 6 de diciembre de 2015.

• Acuerdo CAEPS-PLOG-036/2017, adoptado por el Consejo de Administración de PLOG en la Sesión 18 Extraordinaria de fecha 7 de noviembre de 2017.

• Acuerdo CA-107/2017, adoptado por el CAPEMEX en la Sesión 923 Ordinaria de fecha 17 de noviembre de 2017.

Marco normativo aplicable

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Como resultado de la Reforma Energética de 2013, Pemex realizó la transferencia de los activos del Sistema Naco-Hermosillo y el Sistema Nacional de Gaseoductos en favor del CENAGAS. En diciembre de 2016 se acordó entre PLOG y CENAGAS el valor de los activos a transferir por un valor de 7,450 millones de pesos a diciembre de 2015.

El pago de esta contraprestación se realizará en 30 años por lo que PLOG tiene una cuenta por cobrar con CENAGAS operada mediante el Fideicomiso Bancomext. El monto de la contraprestación está definido bajo los Lineamientos emitidos por la SHCP en abril de 2015, mismo que depende de la inflación y el costo de capital definido por la CRE.

Dado el componente variable en el monto de la contraprestación, Pemex analizó las ventajas de realizar una monetización de esta contraprestación para obtener un flujo cierto obteniendo las mejores condiciones para Pemex.

Se recibieron varias propuestas para la monetización considerando principalmente dos opciones:

(i) acudir al mercado, y (ii) acudir a ofertas con balance propio de instituciones financieras.

Las propuestas eran independientes y cada una contaba con requisitos y características particulares, siendo las ofertas de balance propio las que resultaron más atractivas para Pemex, ya que esta opción no confluye con el financiamiento de la empresa en los mercados de capitales.

El análisis presentado para la monetización mostró que la opción más eficiente para monetizar la contraprestación por la transferencia de activos de PLOG al CENAGAS, es una estructura vinculada que contempla un factoraje financiero otorgado por una institución de crédito donde los recursos para el pago son la contraprestación recibida por CENAGAS.

Es importante mencionar que esta estructura no califica como financiamiento en términos de la Ley Federal de Deuda Pública.

Síntesis ejecutiva

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En el proceso realizado para la monetización de la contraprestación por la transferencia de activos de PLOG al CENAGAS, se buscó realizar las acciones necesarias para cumplir con lo instruido en el Acuerdo CA-255/2015, bajo las mejores condiciones para Pemex.

Como parte de las acciones realizadas se generó una solicitud de propuestas (Request For Proposals RFP) y se analizaron todas las recibidas. A continuación, se presenta un resumen de las mismas: CREDIT AGRICOLE

Su propuesta se enfocó en la emisión de notas garantizadas a inversionistas institucionales, mediante tres mecanismos:

• Emisión de Notas Senior Garantizadas por un medio de vehículo de propósito especial (“SPV”) con los derechos irrevocables de recibir los pagos del CENAGAS a través de un fideicomiso recolector de los flujos del CENAGAS. CENAGAS mantiene una obligación de pago.

• Emisión de Notas Senior Garantizadas por un SPV con los derechos irrevocables de recibir los pagos directamente del CENAGAS.

• Emisión de Notas Senior Garantizadas por un SPV con los derechos irrevocables de recibir los pagos directamente del CENAGAS; CENAGAS sin relación con Pemex.

Las notas emitidas estarían denominadas en Unidades de Inversión (UDIS) (vinculadas a la inflación), garantizadas por los derechos de cobro asociados a los Pagos de la Contraprestación, con las siguientes características:

• Emitido por un SPV recién creado, de quiebra-remota (el "SPV Emisor").

• Monto aproximado de la emisión entre 748 y 770 millones de UDI´s (dependiendo del precio final).

• Vencimiento en 28 años, con una vida promedio de 9 años.

• Tasa fija, establecida al cierre de la oferta, tomando como referencia el UDIBono con plazo a 9 años.

Este tipo de operación es de mercado, no consolida con la deuda de Pemex y tiene tratamiento fuera de balance.

Acciones realizadas

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CITIBANAMEX

Con la finalidad de maximizar el valor presente de los Derechos de Pago, Citibanamex expuso dos estructuras principales:

• Venta del Contrato a inversionistas por un monto de entre 4,164 millones de pesos.

• Bursatilización junto con venta de residual por un monto aproximado de 4,201 millones de pesos.

BBVA BANCOMER

Esta institución planteó las siguientes alternativas de monetización:

• Uso de un vehículo de propósito especial para la apertura de un Crédito Bancario cuya colocación se realizaría entre Inversionistas Institucionales por un plazo de hasta 15 años.

• Bursatilización de Flujos Futuros mediante la emisión de Certificados Bursátiles Fiduciarios de Largo Plazo, por un monto aproximado de 4,000 millones de pesos. La emisión de títulos sería en dos tramos a 5 años y 7 ó 10 años en formato de tasa revisable.

BANCO INTERACCIONES S.A., INSTITUCIÓN DE BANCA MÚLTIPLE, GRUPO FINANCIERO INTERACCIONES (INTERACCIONES)

La institución ofreció una estructura vinculada que contempla una operación bancaria otorgado por dicha institución de crédito. La estructuración sería a través de un fideicomiso de administración y fuente de pago sin recurso, ni garantía de Pemex. Los recursos para el pago serían la contraprestación recibida por CENAGAS, la cual sería cedida por Pemex a dicho fideicomiso.

El monto de la monetización presentada por esta contraparte correspondió a 4,400 millones de pesos, por un plazo de 28 años.

Lo anterior asegura tener un tratamiento por fuera de balance y la operación no consolidaría a la deuda de Pemex.

El fideicomiso planteado deberá constituir un fondo de reserva que podrá ser utilizado como fuente de pago en caso de que la contraprestación no sea suficiente.

FIRST RESERVE

Propuso adquirir los derechos (100%) de los flujos por 4,100 millones de pesos (ajustables a impuestos) y levantar el capital en el mercado de dólares. Pemex asumiría riesgo cambiario en la operación. En caso de que se levante capital en el mercado local, el valor de adquisición seria 3,400 millones de pesos (ajustables a impuestos), debido a un mayor costo de fondeo en pesos.

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BANORTE IXE

Su recomendación contempló dos opciones: una emisión de deuda respaldada por la contraprestación vinculada al CENAGAS y una propuesta de financiamiento desde el balance del banco.

Las características de la emisión fueron las siguientes:

• Tipo de instrumento: Emisión de certificados bursátiles fiduciarios. • Plazo: 30 años. • Monto a levantar: Hasta 4,750 millones de pesos (dependiendo de las condiciones de mercado)

bajo el formato de vasos comunicantes entre una serie en tasa fija real y otra en tasa fija nominal. • Tasa de referencia: UDIBono o MBono.

Por otra parte, el financiamiento desde el balance de Banorte, contemplaba un Fideicomiso de nueva creación para llevar a cabo la operación, cuyo monto sería de hasta 3,500 millones de pesos.

Asimismo, ofrecieron un crédito puente provisto por Banorte el cual tendría como objetivo brindar certeza a Pemex respecto a la monetización de flujos y generar un uso de recursos visible al momento de mercadear un potencial instrumento bursátil.

SANTANDER

Planteó los siguientes mecanismos para la operación:

1. Operación Bancaria sindicada con las siguientes características:

• Plazo: 12 años. • Amortización: depende de las necesidades de Pemex. • Monto a levantar: Hasta 3,000 millones de pesos.

2. Project Bond con las siguientes características:

• Plazo: Hasta 25 años. • Amortización: Semestral. • Monto a levantar: Hasta 3,000 millones de pesos.

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HSBC

Ofreció dos alternativas para la estructuración de la operación:

1. Crédito Bancario a 20 años con refinanciamiento garantizado por Banobras en el año 7, el crédito bancario por 3,500 millones de pesos.

2. Emisión de bono (a 30 años), no mencionaron el monto objetivo dentro de la oferta.

BANK OF AMERICA

Propuso la monetización de flujos mediante la emisión de Certificados Bursátiles Fiduciarios, dentro del espectro del financiamiento estructurado. El monto de la emisión podría llegar a aproximadamente 4,000 millones de pesos en formato fijo o Udizado, con plazo a 28 años.

La transacción se realizaría a través de un Fideicomiso Emisor y dependiendo de las condiciones de mercado vigentes al momento de la oferta, se podrán ofrecer los Certificados Bursátiles tanto a inversionistas locales como internacionales mediante el formato de “Euroclearable CEBUR”.

Durante el análisis de la mejor propuesta, se realizó un cuestionario que permitió generar una matriz de decisión sobre la mejor propuesta, misma que está basada en una serie de preguntas que tiene asignado un valor a cada una de las respuestas. Como resultado de este ejercicio se obtuvo una matriz de todas las instituciones participantes en el proceso, utilizando las respuestas de este cuestionario obteniendo una calificación global de cada una de las instituciones.

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Uno de los principales objetivos que se buscó con la evaluación de las propuestas de la monetización de los flujos recibidos por parte de CENAGAS fue la viabilidad operativa y el éxito en la ejecución. Debido a que recurrir al mercado implicaba que se diera una calificación crediticia al CENAGAS, llevar a cabo gestiones de inscripción ante la Comisión Nacional Bancaria y de Valores y realizar una oferta pública en el mercado de valores, lo que podría contaminar el funcionamiento de la curva de deuda de Pemex y pudiera afectar negativamente el costo del financiamiento, se consideró que una operación financiera vinculante resultaba la mejor alternativa para la monetización.

Con base en los resultados de la tabla comparativa, de las dos instituciones que presentaron dichos esquemas vinculantes Santander ofrecía la monetización de la contraprestación por únicamente 3,000 millones de pesos, en comparación con Interacciones, que ofreció una

monetización por 4,400 millones de pesos, recursos frescos para Pemex por aproximadamente 4,200 millones de pesos.

Otra condición importante considerada para la selección de la mejor alternativa de monetización fue que la operación no calificara como deuda pública y que se asimile a una operación de venta; en este sentido, la opción que presentó Interacciones contiene los componentes necesarios para que la monetización no compute como deuda pública al ser un anticipo o factoraje financiero de una cuenta por cobrar.

Tomando en cuenta todos los puntos anteriores, se seleccionó la propuesta de Interacciones por ser la que mejor se alineó con los intereses de Pemex. Asimismo, esta institución cumplió satisfactoriamente con los lineamientos establecidos con Pemex respecto a credenciales y actividades a desarrollar.

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El 7 y el 17 de noviembre de 2017, respectivamente, los Consejos de Administración de PLOG y de Pemex, mediante acuerdos CAEPS-PLOG-036/2017 y CA-107/2017, respectivamente, aprobaron la monetización de la contraprestación a cargo del CENAGAS derivada de la transferencia de la infraestructura de transporte de gas natural, en los términos propuestos, misma que fue estructurada por la Dirección Corporativa de Finanzas de Pemex.

En diciembre de 2017 se logró simplificar la estructura propuesta a un factoraje financiero, actualizando la operación con la información macroeconómica disponible al 22 de diciembre de 2017.

1. Se constituye un fideicomiso de administración y fuente de pago con CI Banco, S.A., Institución de Banca Múltiple (Fideicomiso Administración).

2. Interacciones y PLOG celebran contrato de factoraje financiero sin recurso y cobranza directa sobre los derechos de cobro de la contraprestación, objeto de la monetización.

3. Pemex y otras empresas pagan por el servicio de transporte de gas natural al Fideicomiso Bancomext.

4. El Fideicomiso Bancomext deposita mensualmente la Contraprestación al Fideicomiso Administración, a los Proveedores y los remanentes a CENAGAS.

5. El Fideicomiso Administración paga la contraprestación mensual a Interacciones.

EL CAPEMEX tomó conocimiento de los términos bajo los cuales concretó la monetización aprobada mediante acuerdo CA-053/2018 de fecha 17 de abril de 2018.

Resultados alcanzados e impactos identificados

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Pemex obtuvo un ingreso por 4,324 millones de pesos, lo que representó una mejora de 160 millones de pesos respecto a la estructura propuesta y autorizada en noviembre (4,164 millones de pesos). A continuación, se presentan los flujos correspondientes al ingreso de Pemex propuesto para aprobación y al ingreso final obtenido por Pemex:

Explicación del Flujo al Cierre de la Operación Explicación del Flujo al Cierre de la Operación

La monetización de la contraprestación recibida por CENAGAS representó una oportunidad para intercambiar flujos relacionados con actividades no estratégicas en el modelo de negocio de Pemex cuyo valor era incierto, por monto definido en moneda nacional de 4,324 millones de pesos en la fecha en que se cerró la operación.

El mecanismo que se utilizó para la monetización no constituyó deuda pública, y adicionalmente Pemex obtuvo los siguientes beneficios:

• Eliminar la volatilidad de los flujos de la contraprestación resultante de los posibles cambios en el Costo de Capital, debido a que esta tasa se calcula periódicamente y depende de la CRE.

• Eliminar el riesgo de contraparte en los flujos de la contraprestación, es decir, al recibir el valor de la cesión onerosa de los derechos de cobro en un flujo inicial, se mitiga el riesgo de incumplimientos futuros de CENAGAS.

Lo anterior permitió a Pemex enfocar recursos en actividades estratégicas y apoyar así, la estrategia de negocio.

6,520

4,164.14

2,120

213.74 22.000.13

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

Valorcontraprestacion

Ajuste a valorpresente

Fondo decobertura

Costo pordisposición

Costo inicialFiduciario

Ingresoestimado para

PEMEX

6,434

4,324.77

2,083.81

25

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

Valorcontraprestacion

Costo financiero Comisiones Ingreso paraPEMEX

P á g i n a | 18 Memoria Documental

Anexo 1:

Decreto por el que se crea el Centro Nacional de Control del Gas Natural.

Anexos