presentación a inversionistas - pemex · presentación a inversionistas abril 2012 . advertencia...
TRANSCRIPT
Presentación a Inversionistas
Abril 2012
Advertencia respecto a proyecciones a
futuro y nota precautoria (1/3)
2
Variaciones
Las variaciones acumuladas o anuales se calculan en comparación con el mismo periodo del año anterior; a menos
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
Salvo la información presupuestal y la información volumétrica, la información financiera de este reporte se refiere
a estados financieros preliminares consolidados elaborados conforme a las Normas de Información Financiera (NIF)
en México emitidas por el Consejo Mexicano para la Investigación y Desarrollo de Normas de Información Financiera
(CINIF).
— De conformidad con la NIF B-10 “Efectos de la inflación”, las cifras de 2010 y 2011 de los estados financieros
están expresadas en términos nominales.
— De conformidad con la NIF B-3 “Estado de resultados” y la NIF C-10 “Instrumentos financieros derivados y
operaciones de cobertura”, el rendimiento y costo financiero del Resultado integral de financiamiento incluyen el
efecto de derivados financieros.
— El EBITDA es una medida no contemplada en las NIF emitidas por el CINIF.
La información presupuestal está elaborada conforme a las Normas Gubernamentales, por lo que no incluye a las
compañías subsidiarias de Petróleos Mexicanos.
Conversiones cambiarias
A menos que este especificado diferente, para fines de referencia, las conversiones cambiaras de pesos a dólares de
los E.U.A. se han realizado al tipo de cambio prevaleciente al 31 de diciembre de 2011 de Ps. 13.9904 = U.S.$ 1.00.
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.
Advertencia respecto a proyecciones a
futuro y nota precautoria (2/3)
3
Régimen fiscal
A partir del 1 de enero de 2006, el esquema de contribuciones de Pemex-Exploración y Producción (PEP) quedó establecido en
la Ley Federal de Derechos. El del resto de los Organismos Subsidiarios continúa establecido en la Ley de Ingresos de la
Federación. El derecho principal en el régimen fiscal actual de PEP es el Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH), cuya
base gravable es un cuasi rendimiento de operación. Adicionalmente al pago del DOSH, PEP paga otros derechos.
El Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) aplicable a gasolinas y diesel de uso automotriz se establece en la Ley
de Ingresos de la Federación del ejercicio correspondiente. Si el precio al público es mayor que el precio productor, el IEPS lo
paga el consumidor final de gasolinas y diesel para uso automotriz; en caso contrario, el IEPS lo absorbe la Secretaría de
Hacienda y Crédito Público (SHCP) y lo acredita a PEMEX, quien es un intermediario entre la SHCP y el consumidor final. La
diferencia entre el precio al público, o precio final, y el precio productor de gasolinas y diesel es, principalmente, el IEPS. El
precio al público, o precio final, de gasolinas y diesel lo establece la SHCP. El precio productor de gasolinas y diesel de PEMEX
está referenciado al de una refinería eficiente en el Golfo de México. Desde 2006, si el precio final es menor al precio
productor, la SHCP acredita a PEMEX la diferencia entre ambos. El monto de acreditación del IEPS se presenta en devengado,
mientras que la información generalmente presentada por la SHCP es en flujo.
Reservas de hidrocarburos
La información de reservas de hidrocarburos fue dictaminada favorablemente por la Comisión Nacional de Hidrocarburos el 24
de febrero de 2012 con base en su resolución CNH.E.01.001/12 tal y como se señala en los términos del artículo 10 del
Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo. Solo resta la publicación por
parte de la Secretaría de Energía tal y como se señala en el artículo 33, fracción XX de la Ley Orgánica de la Administración
Pública Federal.
Al 1 de enero de 2010, la SEC modificó sus lineamientos y ahora permite que, en los registros ante la SEC de empresas de
crudo y gas, se revelen no sólo reservas probadas, sino también reservas probables y posibles. Adicionalmente, las reservas
probables y posibles presentadas en este documento no necesariamente concuerdan con los límites de recuperación
contenidos en las nuevas definiciones establecidas por la SEC. Asimismo, los inversionistas son invitados a considerar
cuidadosamente la divulgación de la información en la Forma 20-F y en el reporte anual a la Comisión Bancaria y de Valores,
disponible en nuestro portal www.pemex.com o en Marina Nacional 329, Piso 38, Col. Huasteca, Cd. de México, 11311 o en el
(52 55) 1944 9700. Esta forma también puede ser obtenida directamente de la SEC llamando al 1-800-SEC-0330.
Advertencia respecto a proyecciones a
futuro y nota precautoria (3/3)
4
Licitaciones
Sólo se presentan fallos de licitaciones ocurridos del 1 de enero al 31 de marzo de 2011. Para información adicional consultar
www.compranet.gob.mx.
Proyecciones a futuro
Este documento contiene proyecciones a futuro. Se pueden realizar proyecciones a futuro en forma oral o escrita en nuestros reportes
periódicos a la Comisión Nacional Bancaria y de Valores (CNBV) y a la Comisión de Valores de los Estados Unidos de América (SEC, por sus
siglas en inglés), en nuestro reporte anual, en nuestras declaraciones, en memorándums de venta y prospectos, en publicaciones y otros
materiales escritos, y en declaraciones verbales a terceros realizadas por nuestros directores o empleados. Podríamos incluir
proyecciones a futuro que describan, entre otras:
— Actividades de exploración y producción;
— Actividades de importación y exportación;
— Proyecciones de inversión y costos; compromisos; costos; ingresos; liquidez; etc.
Los resultados pueden diferir materialmente de aquellos proyectados como resultado de factores fuera de nuestro control. Estos factores
pueden incluir, mas no están limitados a:
— Cambios en los precios internacionales del crudo y gas natural;
— Efectos causados por nuestra competencia;
— Limitaciones en nuestro acceso a recursos financieros en términos competitivos;
— Eventos políticos o económicos en México;
— Desarrollo de eventos que afecten el sector energético y;
— Cambios en la regulación.
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 no tenemos 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
que se encuentra disponible en el portal de la Bolsa Mexicana de Valores (www.bmv.com.mx) y en la versión más reciente de la Forma 20-
F de PEMEX registrada ante la SEC de EUA (www.sec.gov). Estos factores pueden provocar que los resultados realizados difieran
materialmente de cualquier proyección.
PEMEX
PEMEX es la empresa mexicana de petróleo y gas. Creada en 1938, es el productor exclusivo de los recursos petroleros y de gas en México.
Sus organismos subsidiarios son Pemex-Exploración y Producción, Pemex-Refinación, Pemex-Gas y Petroquímica Básica y Pemex-
Petroquímica. La principal compañía subsidiaria es PMI.
5
Contenido
PEMEX México Relación PEMEX - Gobierno
Resultados Retos Programa
de Inversiones
Consideraciones de inversión
Cuarto productor de crudo a nivel
mundial
Tercer exportador de crudo a EEUU
Bajos costos de producción
Reservas probadas equivalentes a diez
años de producción y una tasa de
restitución superior al 100% en
reservas probadas
Uno de los principales corporativos
latinoamericanos, con ingresos por
USD 111 mil millones
Principal generador de ingresos y
divisas en México
Es un importante motor de la
actividad económica del país
Múltiplos atractivos EBITDA/Intereses,
EBITDA/Deuda
Desempeño operativo Solidez financiera
6
Producción de crudo: 2.55 MMbcd
Producción de gas natural: 6.59
MMMpcd
Exportación de crudo: 1.34 MMbd
Producción de petrolíferos: 1.32 MMbd
.
Principales estadísticas operativas
7
Reservas y recursos prospectivos
Cuencas productoras Crudo y Gas
Gas
(1) “3P” se refiere a la suma de las reservas probadas, probables y posibles; “2P ” se refiere a la suma de las reservas
probadas y probables ; y “1P” se refiere a las reservas probadas.
(2) Las cifras pueden no coincidir por redondeo
(3) Al 1 de enero de 2012.
Sureste
Veracruz
Tampico-
Misantla
Burgos Sabinas
Golfo de México
Exploración en
aguas profundas
Recursos Prospectivos3
Cuenca MMMbpce
Burgos 2.9
Aguas profundas en el Golfo de México 26.6
Sabinas 0.4
Sureste 20.1
Tampico-Misantla (ATG) 2.5
Veracruz 1.6
Plataforma Yucatán 0.5
Total2 54.6
Reservas totales por área
Al 1 de enero de 2012 (MMMbpce)
Cuenca 3P1 2P1 1P1
Burgos y Sabinas 0.8 0.6 0.4
Aguas profundas 0.7 0.2 0.1
Sureste 24.4 18.2 12.1
Tampico–Misantla (ATG) 17.7 7.0 1.0
Veracruz 0.2 0.2 0.2
Total2 43.8 26.2 13.8
Equivalente a
(años de producción) 2 32.3 19.2 10.1
PEMEX cuenta con un gran
potencial en reservas de
hidrocarburos convencionales
Longitud de los ductos (Km) Total 26,486 Crudo 5,201
Gas 9,032
Destilados 8,649
Petroquímicos y Gas LP 3,604
Infraestructura de Organismos Industriales
Complejo procesador de gas natural 11 Unidades de endulzamiento de gas 20 Plantas Criogénicas 21 Unidades recabadoras de líquidos 9 Unidades de endulzamiento de liq. 6 Plantas de sulfuro 14
Refinerías 6
Complejos Petroquímicos 8 Plantas Petroquímicas 39
Terminales de distribución de Gas LP 18
Terminales de distribución de Dest. 77
Terminales marinas 15
Salina Cruz
Madero
Tula
Cadereyta
Salamanca
Camargo
San Martín
Guadalajara Cd. México
Poza Rica
Arenque
Monterrey Reynosa
Burgos
Matapionche
Pajaritos
Cosoleacaque
Minatitlán
Cactus
N. Pemex
Cd. Pemex
Morelos
La Venta
Cangrejera
Refinería
Complejo Petroquímico
Complejo procesador de gas
Punto de Venta
Ductos
Ruta Marina
Infraestructura actual
8
9 Fuente: Fortune 500 ranking 2011
PEMEX ocupa el lugar 15 y 49 en términos de
ingresos, dentro de las principales empresas
en América y el mundo respectivamente.
421.8
354.7
196.3 185.0 153.8 151.6 146.3 136.2 135.6 134.2 129.0 126.0 124.6 115.5 111.4
Principales 15 Compañías de América por ingresos (US$MMM)
Posicionamiento internacional
10
Generación de Flujo de Efectivo
42.6 44.5 41.5 30.6 36.6 43.9
7.2 8.0 8.2 4.5
5.6 4.7
45.5 49.5 45.7
43.7 52.4
54.1
2.4 2.4
2.4
1.5
8.8 8.3
0
20
40
60
80
100
120
140
2006 2007 2008 2009 2010 2011
US$MMM Ventas por producto
Petroquímicos Petrolíferos Gas seco Crudo y condensados
97.6 104.5
97.8
80.3
103.3 110.9
0
20
40
60
80
100
120
140
2006 2007 2008 2009 2010 2011
US$MMM Ventas por mercado
Exportaciones Domésticas
* Incluye IEPS e impuestos recolectados en nombre del gobierno mexicano
* Notes: EBITDA incluye intereses capitalizables
*
17.7x
14.5x
13.1x
8.3x
11.2x
17.2x
5.0
10.0
15.0
20.0
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Veces EBITDA/Intereses
72.3 77.0
71.6
48.1
67.2
77.0
20
40
60
80
2006 2007 2008 2009 2010 2011
US$MMM EBITDA
Rentabilidad
16.42 15.67
50.49
16.50 18.73
31.63
49.91
Margen bruto
2011 (US$MM) Exxon Royal Dutch Shell Statoil BP Chevron Petrobras PEMEX
Ventas $433,526.00 $470,171.00 $115,281.98 $375,517.00 $236,286.00 $146,294.36 $111,393.00
Rendimiento bruto $71,168.00 $73,669.00 $58,211.42 $61,954.00 $44,260.00 $46,275.28 $55,596.00
Rendimiento de operación $54,104.00 $42,715.00 $37,591.70 $27,061.00 $38,299.00 $26,267.77 $48,707.00
Rendimiento antes de Impuestos $73,257.00 $55,660.00 $38,184.72 $38,834.00 $47,634.00 $26,572.18 $56,076.00
EBITDA $69,687.00 $55,943.00 $46,761.06 $39,220.00 $51,210.00 $36,896.11 $76,964.00
16.07 11.90
40.56
10.44
21.67 25.22
69.09
Margen del EBITDA
12.48 9.09
32.61
7.21 16.21 17.96
43.73
Margen de operación
16.90 11.84
33.12
10.34 20.16 18.16
50.34
Margen antes de impuestos
Fuente: Bloomberg y Resultados Financieros Auditados de PEMEX 2011 11
(1) Fuente: Reportes anuales y a la SEC 2010.
(2) Estimados basados en John S. Herold, Operational Summary,
Reporte Annual y reportes a la SEC 2010. 12
Costos de exploración y producción
4.13 4.72
6.16
4.85 5.22
2006 2007 2008 2009 2010
13.2 12.0
10.8 11.8
12.8
2006 2007 2008 2009 2010
23.15
18.44
18.39
14.93
13.97
13.06
12.95
12.84
11.41
10.36
Statoil
Chevron
Eni
Conoco
Total
Shell
Petrobras
PEMEX
Exxon
BP
10.96
10.03
9.10
8.89
8.14
8.10
6.77
6.59
6.32
5.22
Chevron
Petrobras
Shell
Eni
Exxon
Conoco
BP
Statoil
Total
PEMEX
Costos de Producción a
USD @ 2010 / bpce
Costos de Exploración y Desarrollob,c
USD @ 2010 / bpce
Costos de Producción1
USD @ 2010 / bpce
Costos de Exploración y Desarrollo2
USD @ 2010 / bpce
a) Fuente: Forma 20-F 2010
b) PEMEX estima un promedio móvil de 3 años.
c) Incluye gastos de administración indirectos.
13
Contenido
PEMEX México Relación PEMEX - Gobierno
Resultados Retos Programa
de Inversiones
México—Datos clave e indicadores principales
Población (2012 est., millones) 114.9
Tasa de crecimiento poblacional (2012 est.) 1.09%
Superficie (millones km2) 1.9
Producto interno bruto (2012 est.,US$ millones
de millones) 1.23
Exportación (2012 est., US$ miles de millones) 336.3
Tasa Real del PIB (2012 est.) 3.6%
Inflación anual (2012 est.) 3.9%
Deuda pública / PIB (2012 est.) 39.7%
Balance público (2012 est.) -0.82%
Deuda externa / Total deuda pública (Feb.
2012) 33.2%
Deuda externa (Feb. 2012, US$ miles de
millones) 119.6
Reservas internacionales (Mar. 2012, US$ miles
de millones) 148.5
Fuente: International Monetary Fund (Fondo Monetario Internacional).
Fuente: Banco de México. 14
México en cifras
0
3,000
6,000
9,000
12,000
15,000
18,000
21,000
2003 2005 2007 2009 2011 2013 E 2015 E
PIB per Capita (Basado en PPP)1
US$
Brazil Chile Colombia Mexico Peru Latam
0
4
8
12
16
2003 2005 2007 2009 2011 2013 E 2015 E
Tasa de desempleo1
%
Brazil Chile Colombia Mexico Peru
(1) Fuente: Fondo Monetario Internacional
México en cifras
15
10
15
20
25
30
2003 2005 2007 2009 2011 2013 E 2015 E
Ahorro Nacional Bruto1
% del PIB
Brazil Chile Colombia Mexico Peru
0
4
8
12
16
2003 2005 2007 2009 2011 2013 E 2015 E
Inflación1
%
Brazil Chile Colombia Mexico Peru
16
Contenido
PEMEX México Relación PEMEX - Gobierno
Resultados Retos Programa
de Inversiones
17
Marco legal actual
• De acuerdo al Art. 27, corresponde a la Nación el
dominio y explotación de todos los recursos
naturales:
• petróleo; y
• todos los carburos de hidrógeno sólidos,
líquidos o gaseosos.
Constitución Ley Reglamentaria
• De acuerdo al Art. 4, la Nación llevará a cabo por
conducto de Petróleos Mexicanos y sus organismos
subsidiarios:
• la exploración y explotación del petróleo y;
• las demás actividades relacionadas con la
industria petrolera que se consideran
estratégicas.
• Fortalecer a PEMEX y establecer un desarrollo más eficiente del potencial de hidrocarburos en México.
• Fortalecimiento de capacidades de ejecución a través de:
Mejores prácticas de gobierno corporativo:
Cuatro miembros profesionales
Comités ejecutivos
Nuevos esquemas de contratación:
Contratos Integrales de Exploración y Producción
Licitación por invitación y adjudicación directa
Mayor flexibilidad financiera por:
Disminución de carga fiscal, y con esto mayor autonomía de la asignación presupuestaria
Rendición de cuentas
Reforma Energética del 2008
18
Importancia Estratégica para México (1/2)
Las contribuciones fiscales de PEMEX representan aproximadamente una tercera parte del
presupuesto total del Gobierno Federal:
• El presupuesto de PEMEX es aprobado por el congreso de la unión, por lo que forma parte del
presupuesto de la federación.
• La distribución de la renta se realiza través del Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF),
la Ley Federal de Derechos (LFD), la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria
(LFPRH) y la Ley de Coordinación Fiscal (LCF).
Impuesto y Derechos
(miles de millones de dólares)
61.63 57.41 72.05 42.71 Precio del
Crudo
(dls/b)
84.35 53.04 100.92
54 56 62
57
42
53
63
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
19
Importancia Estratégica para México (2/2)
• “Aun cuando las obligaciones de deuda de Pemex no están garantizadas por el
gobierno de México, las calificaciones crediticias (Baa1) reflejan el soporte
implícito, debido a la importancia estratégica que tiene la compañía para el
gobierno y el pueblo de México.” – Moody´s
• “Las calificaciones de PEMEX (BBB) reflejan nuestra opinión de que existe una
probabilidad casi cierta de que el gobierno mexicano le ofrecería apoyo
extraordinario oportuno y suficiente en caso de problemas financieros, por lo tanto,
igualamos la calificación de PEMEX a la de México. ” – S&P
• "Las calificaciones de PEMEX (BBB) reflejan su vinculación con el gobierno de
México y la importancia fiscal de la empresa al soberano." - Fitch
20
Contenido
PEMEX México Relación PEMEX - Gobierno
Resultados Retos Programa
de Inversiones
21
2011 Resultados Finacieros
2010 2011 Change 2010 2011
Ventas totales 1,282.1 1,558.4 21.6% 103.8 111.4
Ventas totales con IEPS 1,355.6 1,737.3 28.2% 109.7 124.2
Rendimiento bruto 650.7 777.8 19.5% 52.7 55.6
Rendimiento de operación 546.5 681.4 24.7% 44.2 48.7
Rendimiento antes de
impuestos y derechos 607.6 784.5 29.1% 49.2 56.1
Impuestos y derechos 654.1 876.0 33.9% 53.0 62.6
Rendimiento (pérdida) neto (46.5) (91.5) (3.8) (6.5)
EBITDA1 831.9 1,076.8 29.4% 67.3 76.9
Miles de millones de pesos
(1) Ingresos antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización. No incluye IEPS.
Miles de millones de dólares
22
Producción en línea con las metas
Se han realizado importantes esfuerzos operativos
para estabilizar la producción.
Mbd
2,607 2,578 2,567 2,552 2,572 2,558 2,525 2,547
2,560 2,500 2,550
1Q10 2Q10 3Q10 4Q10 1Q11 2Q11 3Q11 4Q11 2012
2010 2011 PEF 2010 PEF 2011
E
Nota: “E” se refiere a estimado.
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011
Pronóstico Actual
Producción s/Cantarell
Cantarell TACC1: 7.9%
Mbd
(1) Tasa anual de crecimiento compuesto.
Note: TACC de México de 2005-2011 fue -4.4%.
Fuente: Purvin & Gertz 2005-2011 23
La producción de PEMEX depende hoy
de un mayor numero de activos
productivos
Evolución de la Producción de Petróleo
Crudo
63.2%
33.0%
9.5%
19.6%
9.0%
11.2%
6.3%
10.8%
5.4%
8.7%
6.7%
16.6%
2004 2011
KMZ
Cantarell
APC LT
Cantarell
APC
KMZ
SL
BJ
Otros
SL
Otros
93.3%
83.4%
SL: Samaria-Luna
BJ: Bellota-Jujo
LT: Litoral de Tabasco
KMZ: Ku-Maloob-Zaap
APC: Abkatún-Pol-Chuc
0
300
600
900
Producción Activo Ku-Maloob-Zaap
Ku Maloob Zaap Bacab
El activo KMZ se conforma por los campos Ku,
Maloob, Zaap, Bacab y Lum. En 2009, KMZ se
convirtió en el principal productor de crudo en
México.
Mbd
24
Producción de Crudo 2011- Diversificación
25
Aumento sostenido en tasa de restitución
de reservas
1.5 1.3 1.4
2.4 2.3 2.0
2.2 2.4
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 E
Inversión en Exploración Miles de millones de dólares
Se alcanzó la meta
de restitución de
reservas 1P del
100% antes de los
establecido en el
plan de negocios.
“E” se refiere a estimado.
22.7% 26.4% 41.0%
50.3%
71.8% 77.1% 85.8%
101.1% 56.9% 59.2% 59.7% 65.7%
102.1%
128.7%
103.9% 107.6%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
1P 3P
Tasa de Restitución de Reservas
26
Contenido
PEMEX México Relación PEMEX - Gobierno
Resultados Retos Programa
de Inversiones
27
Incremento en Producción: Crudo
Mbd
Exploración
45 - 50
Ku-Maloob-Zaap
20 - 30
Aceite Terciario del Golfo
15 – 20
Contratos Integrales 50 - 60
Producción
Incremental para 2014
Rango (Mbd)
Ku-Maloob-Zaap
ATG Cantarell
Explotación
(Excluding, Aceite Terciario del Golfo y
Ku-Maloob-Zaap)
1
3
2
4
5
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Ku-Maloob-
Zaap
ATG Cantarell
Explotación
(Excluyendo, Aceite Terciario del
Golfo y Ku-Maloob-Zaap)
ATG
Contratos
Integrales
Ayatsil
Tekel
Tsimin
Xux
Contratos
Integrales
Exploración
PEMEX diseño y obtuvo la aprobación de un modelo genérico de contrato, que contribuirá a la
generación de valor y permitirá incrementar la capacidad de ejecución, a través de esquemas
rentables y competitivos en campos maduros, Activo Terciario del Golfo, que comprende el
paleocanal de Chicontepec y aguas profundas; proyectos que requieren modelos económicos y de
operación específicos para cada caso.
Nuevos Esquemas de Contratación E&P
2011 2012 Después del 2012
I. Tarifa por barril. Alinea intereses vía incentivos a la productividad
II. Porcentaje de recuperación de costos. Se generan incentivos al control de costos
III. Límites al gasto. Flujo de efectivo disponible que asegura a PEMEX flujo positivo después de impuestos
IV. Área de trabajo. Reducción o extensión en función a los recursos
V. Plazo, fases y monto. En función del límite económico
VI. Obligación mínima de trabajo. Garantiza inversiones desde la fase de evaluación
Campos maduros en Regiones Sur y
Norte
Campos maduros en Región
Norte y Chicontepec Aguas profundas
28
Volumen
Original
(MMbce)
1,439 109 6.8
657 37
6.7
320 52
-
Carrizo Santuario Magallanes
Reservas
3P
(MMbce)
Producción
Actual (bd)
2,416 198 13.6
29
1a Ronda Asignada Exitosamente
PEMEX participará como socio con las empresas
ganadoras, con lo que también obtendrá nuevos
conocimientos tecnológicos y de administración
de proyectos
Campos Maduros - Región Sur
Campo Empresa contratada Tarifa Máxima
US$/b
Tarifa contratada
US$/b
Inversión mínima
US$MM
Magallanes Petrofac Facilities Mngt. Ltd. 9.78 5.01 205.5
Santuario Petrofac Facilities Mngt. Ltd. 7.97 5.01 116.9
Carrizo Dowell Schlumberger 12.31 9.40 33.3
Producción incremental de
alrededor de 55 Mbd
125 11 1.0
11,071 50 2.5
1,059
6 1.8
1,771
31
1.4
1,506
100
5.6
603 26
-
Atún Arenque San Andrés
Tierra Blanca Pánuco Altamira
Volumen
Original(1)
(MMbpce)
Reservas
3P
(MMbpce)
Producción
Actual
(Mbd)
16,135 224 12.3
30
2a Ronda: Campos Maduros Región Norte
22 campos en 6 bloques en la Región Norte de México.
Los contratos fueron aprobados por el Consejo de Administración en noviembre 2011.
Recursos prospectivos de aproximadamente 1,672 MMbpce, en una superficie de alrededor de 6,691
km2.
Se espera que la licitación se realice a finales del primer semestre de 2012
Inversión mínima por campo de entre US$25-US$50 millones.
Campos Maduros – Region Norte
Altamira
Pánuco
Arenque
Tierra
Blanca
San
Andrés
Atún
(1) Estimado.
Eagle Ford Gas Shale
• Texas
Cretácico
Gas Shale
Jurásico
Gas Shale
Paleozoico
Gas Shale
Veracruz
Tampico
Misantla
Burgos
Sabinas
Burro Picachos
Chihuahua
Recursos Potenciales en Lutitas
Provincias Shale Gas
Eagle Ford/Agua Nueva
Haynesville
Bone Spring /Woodford
PEMEX ha identificado 5 provincias con
potencial en gas lutitas:
Chihuahua
Sabinas-Burro-Picachos
Burgos
Tampico-Misantla
Veracruz
PEMEX estima recursos prospectivos de gas
lutitas de 150 a 459 MMMpc, que
representan de 2.5 a 7 veces las reservas 3P
convencionales de gas de México.
De acuerdo a la Agencia Internacional de
Energía, los recursos de gas lutitas podrían
alcanzar 681 MMMpc, considerándose la
cuarta reserva más grande a nivel mundial.
PEMEX está en el proceso de evaluación de
gas lutitas. En 2011 concluyó la perforación
del pozo Emergente-1, y está en proceso de
terminar 3 pozos adicionales.
Un escenario de desarrollo intensivo
muestra que la producción de gas podría
triplicarse a 20 MMMpcd.
31
Inversión total 2002-2011: 49 mil millones de
pesos.
Información sísmica 3D : 107,762 km2
Pozos perforados:19. De los cuales 9 son
productores.
Reservas 3P descubiertas: 736 Mmbpce.
Índice de éxito comercial: 47%.
PEMEX ha establecido diversos convenios de colaboración con empresas como Shell, BP,
Petrobras, Intec, Heerema, Pegasus, etc.
Actualmente PEMEX cuenta con tres plataformas en aguas profundas: Centenario,
Bicentenario y West Pegasus.
PEMEX ha identificado yacimientos de crudo pesado y extra-pesado en la parte sur de la
provincia de Salina del Istmo.
!
!
!
!
!
!
!
!
! ! ! ! !
! !
!
!
!
!
!
Salina del Bravo Cinturón
Plegado Perdido
Salina del Istmo
Escarpe de Campeche
Cordilleras Mexicanas
Cinturón
Plegado
Catemaco
Abisal Golfo de México
Cinturón Subsalino
Oreos
Nancan
Jaca-patini
Temoa
Cinturón Plegado Perdido
Nox Hux
Holok
Lipax
Han
!
3D seismic
!
Talipau-1
Kunah-1
Hux-1
32
Actividades en Aguas Profundas
Refinación: Programa de Mejora de
Desempeño Operativo (MDO)
33 Fuente: MDO
85
52
62
10
21
230 Total
Fase de monitoreo
Implementación/
con capital
Implementación
Desarollo
Fase conceptual 0
569
382
Total 1,170
Fase de monitoreo
Implementación/
con capital
Implementación
109
Desarollo
Fase conceptual
230 oportunidades identificadas en 4 de 6
refinerías…
…equivalentes a 1.2 miles de millones de dólares
una vez capturadas por completo
No. de oportunidades Million USD per annum
Valor económico suma una ganancia neta de ~3.39 USD/barril, basado en precios de octubre de 2010.
Solo 9.5% de las inciativas asumen gastos de capital.
110
34
Contenido
PEMEX México Relación PEMEX - Gobierno
Resultados Retos Programa
de Inversiones
35
Presupuesto de inversión
Las cifras son nominales y pueden no coincidir por redondeo.
Considera gasto de mantenimiento de E&P .
“E” significa Estimado , para fines de referencia, las conversiones cambiaras de pesos a dólares de
los E.U.A. se han realizado al tipo de cambio de Ps. 12.96 = us $1 dólar, para el 2012 y de Ps.12.9
para 2013 en adelante.
Incluye el CAPEX complementario no programado
13.8
15.6
18.1 18.6
20.1
23.2
28.7 30.4 30.0
27.3
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 E 2013 E 2014 E 2015 E 2016 E
2.8
1.0% Pemex-
Petroquímica
12% Pemex-
Refinación
2.0% Pemex-Gas y
Petroquímica
Básica
Pemex-
Exploración y
Producción
85%
20.8
19.1
Miles de millones de dólares
Usos y fuentes esperados en 2012
Miles de millones de dólares
6.6
36.6
7.3
21.9
8.1
23.2
6.1
Caja inicial Recursosgenerados por la
operación
Financiamiento Total Inversión total(CAPEX)
Pago de deuda Caja final
Fuentes Usos
6.7
Endeudamiento neto: 2.0 USD
36
Precio: 106.85 USD/b
Tipo de cambios: Ps.12.96/USD
Producción de crudo: 2,597 Mbd
Exportación de crudo: 1,176 Mbd
Producción de gas natural: 6.16 MMpcd
37
Perfil de vencimientos – Deuda consolidada *
Saldo de la deuda al 31 de diciembre de 2011 - US$55.3 miles de millones
Portafolio de Deuda
(1) Cifras pueden no coincidir por redondeo.
(*) No incluye interés acumulado.
13.2%
11.2%
8.7% 8.1%
10.5%
5.4% 6.1%
6.5% 5.8%
7.4%
1.3% 0.9%
0.0%
2.3%
0.0% 0.5%
12.1%
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028…
38
Composición de la Deuda
Saldo de la deuda al 31 de diciembre de 2011 - US$55.3 miles de millones
(*) No incluye interés acumulado.
Por tipo de tasa
Por exposición
Por moneda*
Por tipo de crédito*
Dollars65%
Euros10%
UDIS3%
British Pounds
2%
Yens4%
Pesos15%
Swiss Francs
1%
Int. Bonds49%
Cebures16%
ECAs17%
Int. Bank Loans13%
Domestic Bank Loans
1%
Others4%
Fija60%
Flotante
40%
Dólar80%
Peso18%
Euros2% Dólar
Peso
Euros
Fuente Monto
MXN Miles de millones
Monto
USD Miles de millones
Mercados Internacionales 52 4.0
Dólares 39 3.0
Otros Mercados 13 1.0
Mercado Nacional 31 2.4
CEBURES 31 2.4
Agencias de Crédito a la
Exportación (ECAs) 21 1.6
Otros 3 0.2
Emisiones totales** 106 8.1
Pago de deuda 79 6.1
Endeudamiento neto** 27 2.0
Programa de Financiamientos 2012E
100% = 8.1 miles de millones de dólares/106 miles
de millones de pesos
48.8%
29.3%
19.5%
2.4%
Mercados Internacional Mercado Nacional
ECAs Otros
39 (*) No incluye líneas revolventes.
(**) Monto máximo aprobado.
Nota: Cifras pueden no coincidir por redondeo.
Programa Autorizado de Financiamientos 2012
Consideraciones de inversión
Cuarto productor de crudo a nivel
mundial
Tercer exportador de crudo a EEUU
Bajos costos de producción
Reservas probadas equivalentes a diez
años de producción y una tasa de
restitución superior al 100% en
reservas probadas
Uno de los principales corporativos
latinoamericanos, con ingresos por
USD 111 mil millones
Principal generador de ingresos y
divisas en México
Es un importante motor de la
actividad económica del país
Múltiplos atractivos EBITDA/Intereses,
EBITDA/Deuda
Desempeño operativo Solidez financiera
40
Producción de crudo: 2.55 MMbcd
Producción de gas natural: 6.59
MMMpcd
Exportación de crudo: 1.34 MMbd
Producción de petrolíferos: 1.32 MMbd
jk
Principales estadísticas operativas
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
60 62 64 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 10 Años
Cuencas
Sureste
Antecedentes: Evolución de la producción de crudo
Mesozoico
Chiapas-Tabasco
Cantarell
Ku-Maloob-Zaap
Otros campos marinos
Mbd
Campos de la edad Terciaria y otros (principalmente cuenca Tampico-Misantla)
En los años ‘60, la producción de crudo provenía principalmente de Poza Rica y San Andrés, campos
de la Región Norte, y de los campos Cinco Presidentes y Sánchez Magallanes en la Región Sur.
A mediados de los ’70, los campos Samaria, Sitio Grande, Cactus, Agave y Cunduacán de Chiapas y
Tabasco Mesozoico fueron incorporados, todos parte de las cuencas del Sureste.
A finales de los ‘70 y principios de los ‘80, los campos marinos Akal, Nohoch, Ku y Abkatún, de las
cuencas del Sureste empezaron a desarrollarse.
En el 2004, comenzó su prevista declinación natural de producción.
Desde el 2009, la producción de crudo ha sido estable.
42
43
Incremento en Producción: Crudo
Mbd
Exploración
45 - 50
Ku-Maloob-Zaap
20 - 30
Aceite Terciario del Golfo
15 – 20
Contratos Integrales 50 - 60
Producción
Incremental para 2014
Rango (Mbd)
Ku-Maloob-Zaap
ATG Cantarell
Explotación
(Excluding, Aceite Terciario del Golfo y
Ku-Maloob-Zaap)
1
3
2
4
5
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Ku-Maloob-
Zaap
ATG Cantarell
Explotación
(Excluyendo, Aceite Terciario del
Golfo y Ku-Maloob-Zaap)
ATG
Contratos
Integrales
Ayatsil
Tekel
Tsimin
Xux
Contratos
Integrales
Exploración
Evolución de las reservas
Nota: Como consecuencia del redondeo de cifras, la suma puede no coincidir.
Desde 2002, PEP ha utilizado la definición de reservas probadas que da la SEC.
Reservas al 1 de enero de cada año
Miles de millones de petróleo crudo equivalente (MMMbpce)
23.5 21.9 20.1 18.9 17.6 16.5 15.5 14.7 14.3 14.0 13.796 13.810
21.3 20.817.0 16.0 15.8 15.8 15.3 15.1 14.5 14.2 15.0 12.4
11.310.3
13.013.1 13.4 14.2 14.6 14.6 14.7 14.8 14.3 17.7
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
56.2 53.0
50.0 48.0 46.9 46.4 43.1
45.4 44.5 43.6
13.796
28.8
43.1
20.1
37.0
50.0
18.9
34.9
48.0
17.6
33.5
46.9
16.5
32.3
46.4
15.5
30.8
45.4
14.7
29.9
44.5
14.3
28.8
43.6
14.0
28.2
43.1
43.1
13.810
26.2
43.8
43.8
Reservas 1P:
Reservas 2P:
Reservas 3P:
Posibles
Probables
Probadas
44
45
Tasa de restitución de reservas 1P
65%
63%
81%
89%
35%
37%
19%
11%
2009
2010
2011
2012
Incorporación de reservas 1P por tipo
Revisiones
Nuevos descubrimientos
(MMbpce) 2010 2011 2012
Tasa de restitución de res. 1P 77.1% 85.8% 101.1%
Marina Noreste 585.8 125.0 385.9
Cantarell -365.0 -101.9 1.8
Ku-Maloob-Zaap 950.8 226.9 384.1
Marina Suroeste 267.4 467.6 332.6
Abkatún-Pol-Chuc 140.6 7.9 45.4
Holok-Temoa -1.0 31.2 0.0
Litoral de Tabasco 127.9 428.4 287.2
Norte -86.7 299.8 344.5
Aceite Terciario del
Golfo -170.3 129.0 176.5
Burgos 104.6 129.9 83.8
Poza Rica-Altamira -81.5 -6.9 54.0
Veracruz 60.5 47.7 30.3
Sur 296.2 295.7 309.1
Bellota-Jujo 26.5 16.1 60.3
Cinco Presidentes 49.8 26.3 74.2
Macuspana 29.1 34.6 110.2
Muspac 68.4 -2.8 0.0
Samaria-Luna 122.3 221.5 64.4
TOTAL 1,062.7 1,188.1 1,372.0
586
125
386
267
468
333
-87
300 345
296 296 309
2010 2011 2012
Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur
Incorporación de reservas 1P por región
(MMbpce)
Reservas probadas al 1 de enero de 2012
46
66%
34%
13.8 9.1
4.7
Probadas(1P)
Desarro-lladas
Nodesarro-lladas
Miles de millones de petróleo crudo equivalente
(MMMbpce)
Petróleo crudo: 72% 74% 69%
Gas natural seco: 18% 17% 20%
Condensados y líquidos de planta: 10% 9% 11%
Desarrolladas
No-desarrolladas
100% = 13.8
Nota: Cifras pueden no coincidir por redondeo.
47
El incremento de la producción en otros campos
supera el desempeño observado en otros países
TACC 2005-2011
Producción Incremental 2005-2010
Mbd
Nota: La tasa anual de crecimiento compuesto de 2005-2011 es -4.4%
Fuente: Purvin & Gertz 2005-2011.
Sin Cantarell, el crecimiento en la producción de petróleo en México, supera los niveles de
importantes productores de crudo en el mundo.
-5.3%
-5.5%
-3.2%
-2.2%
-6.3%
-0.2%
-0.2%
1.9%
1.4%
2.5%
5.9%
6.8%
4.6%
7.2%
7.9% México sin Cantarell
Angola
Kazajistán
Iraq
Brasil
Canadá
Rusia
China
Arabia Saudita
Nigeria
Libia
Irán
Venezuela
Reino Unido
Noruega -719
-470
-581
-507
-550
-28
-135
430
822
402
675
903
385
642
751 México sin Cantarell
Angola
Kazajistán
Iraq
Brasil
Canadá
Rusia
China
Arabia Saudita
Nigeria
Libia
Irán
Venezuela
Reino Unido
Noruega
48
Trabajos en exploración y perforación
Petrobras es la más activa en
perforación de aguas profundas.
Las cuatro compañías más grandes
(XOM, Shell, BP and CVX) manejan
niveles similares en perforación en
aguas profundas y promedio de gasto
por pozo, siendo Shell
marginalmente mejor en términos de
experiencia y costo.
De las top 6 exploradoras en aguas
profundas, cinco (Maersk, Marathon,
BG, Repsol and Statoil) carecen de
experiencia operativa, y la sexta,
Andarko, ha reincidido
históricamente en una alta
proporción de áreas de aguas
profundas donde los gastos pre-
operativos y de perforación estiman
sean muy altos.
Nexen, Noble y Apache tienen poca
experiencia en perforación de aguas
profundas, sin embargo han sido
exitosos en áreas donde han estado
activos; Noble en Israel y Apalache
en Egipto.
Pozos perforados en
tierra, marinos y aguas
profundas
-
100
200
300
400
500
600
700
Pem
ex
PBR
APA
RD
S
EN
I
RY
PN
S
CVX
BP
STO
XO
M
TO
T
CO
P
HES
AN
A
MU
R
BG
NXN
BH
P
MRO
NBL
MAE
En tierra Marinos Aguas profundas
Período analizado 2000-2009
Pozos
de e
xplo
ració
n
pefo
rados
PEP: Petróleos Mexicanos
PBR: Petroleo Brasileiro SA
APA: Apache Corporation
RDS: Royal Dutch Shell
ENI: Ente Nazionale Idrocarburi
RY: Repsol YPF
PNS: PNS Petroleum Inc
CVX: Chevron Corporation
BP: British Petroleum
STO: Statoil
XOM: Exxon Corporation
TOT: Total
COP: ConocoPhilips
HES: Hess Corporation
ANA: Anadako Petroleum
Corporation
MUR: Murphy Oil Corporation
BG: BG Group PLC.
NXN: Nexen Inc.
BHP: BHP Billiton
MRO: Marathon Oil
Corporation
NBL: Noble Energy Inc.
MAE: MAE Petroleum LLC
Fuente: Wood Mackenzie Exploration Service – Agosto 2010.
11 1435
68
119132
147 148 150 158
98
69
2810
1
<0.125
< 0.25 < 0.5 < 1 < 2 < 4 < 8 < 16 < 32 < 64 < 128 < 256 < 512 <1,024
<2,048
Nombre Tipo Reservas 3P
(MMbpce)
Xux-Tsimin Crudo ligero
(43°API) 1,947
Ayatsil-Tekel Crudo pesado
(12°API) 757
Pit- Baksha Crudo pesado
(12°API) 504
No. de campos
Reservas probadas, MMbpce
Ayatsil-Tekel-Pit-Baksha Tamaño de descubrimientos en el Golfo de México*
Fuente : Mineral Management Service, Department of the Interior, Gobierno Federal de E.U.A.
Xux – Tsimin
Estos descubrimientos
representan algunos de
los más grandes
encontrados en México
Tsimin
Ayatsil
Tekel
Baksha-Pit
49
Nuevos desarrollos darán paso a producción adicional
Tamaño de descubrimiento
1P
2P
50
Principales descubrimientos 2006-2011
Reservas 3P
(MMbpce)
1,137.9
836.0
756.4
596.1
375.9
323.1
268.5
233.6
180.9
138.9
138.8
134.0
132.9
118.5
111.7
104.0
Tsimin
Xux
Kayab
Ayatsil
Pit
Bricol
Lakach
Kinbe…
Piklis
Lalail
Kuil
Terra
Tekel
Homol
Pareto
Utsil
Kinbe
Ubicado en el Golfo de México, con una
profundidad de 22 metros.
Producción inicial de 4,800 bd de petróleo
crudo de 37°API.
Pareto
Mayor descubrimiento en la Región Sur.
Producción inicial de 4,000 bd de petróleo
crudo de 43°API.
Emergente (Gas shale)
Primer descubrimiento de gas shale.
Reservas 3P1 de 112 MMMpc de gas.
3 pozos en etapa de terminación: Montañes-1, Nómada-1 and Percutor-1
Principales descubrimientos en 2011
Crudo pesado
Crudo ligero
Gas
(1) Estimado.
0
10
20
30
40
50
60
70
Crudo pesado Crudo ligero
51
Mejor Estrategia de Explotación en
ATG/Chicontepec
Sector 1
Sector 2
Sector 3
Sector 4 Sector 5
Sector 6
Sector 7
Sector 8
Agua Fría
Presidente Alemán
Remolino
Coralillo
Coyotes
5 Laboratorios de
Campo
Laboratorios de Campo
Durante el primer trimestre
del año, la producción de
ATG promedio 65.2 Mbd
Otras Actividades
Enfocada a la creación de
valor.
Mayor productividad de
los pozos.
Recuperación mejorada.
Reducción de costos.
Manejo de declinación.
65,858
44,803
47%
52
Nuevos Modelos de Negocio – Organismos
Industriales
Refinar el crudo pesado
mexicano e incrementar la
oferta de gasolinas en
México
1993
Incremento en producción de
cloruro de vinilo
2012 (por confirmarse)
Deer Park PEMEX – Mexichem
1. Coinversión
2. Suministro de materias
primas
Proyecto
Socio
Participación
de PEMEX
Objetivo
Inicio
1. Coinversión
2. Activos fijos
3. Suministro de materias
primas
• Análisis integral de
oferta y demanda
• Estrategia de
ejecución de corto,
mediano y largo
plazo
• Nuevo marco legal
• Mayor poder de
negociación
• Identificar y aprovechar
oportunidades de
mercado
• Mejores términos y
condiciones de
contratación
• Importante generación
de ahorros
53
Mejoras en Procesos de Compras y
Adquisiciones (1/2)
54
Arrendamiento
Financiero Compra de
contado
Ahorro1
25%
Mejoras en Procesos de Compras y
Adquisiciones (2/2)
Consumo
promedio
de 185 a 200
MTA2
(1) Estimado.
(2) Miles de toneladas anuales.
Ahorro1
MMPs. 465
VS
Esquema
de renta
tradicional
Nuevo esquema
de renta
Ahorro1
18% - 20%
Ahorro1
35% Plataformas
Tubos perforación
Flota
Arrendamiento
financiero
Nuevo
esquema de
contratación
55
Procesos Industriales
Refinación
Mejoras operativas,
administrativas y estructurales
Capturar Oportunidades
Económicas
Gas y Petroquímica Básica
Ampliar la red de ductos en el
norte y centro del país
Incrementar capacidad de trasporte y
proceso de gas natural
Petroquímica
Implementar y desarrollar nuevos
modelos de negocio
Impulsar el crecimiento de
cadenas de mayor valor agregado
56
Sustentabilidad y Protección Ambiental
Cogeneración
=
Reducción CO2
=
Ingresos Adicionales
Nuevo Pemex
CPQ. Morelos
CPQ. Cangrejera
900 MTCO2 e/año
= US$MM5.6
430 MTCO2 e/año =
US$MM2.6
410 MTCO2 e/año
= US$MM2.6
15.6 14.9 13.9 13.6
25.6 21.8
17.9 13.8
6.6 7
7.1 6.8
7 6.5
6.6 6.4
2008 2009 2010 2011
PPQ PGPB PEP PREF
Meta1 de reducción de
emisiones de CO2 de 2009 a
2012* = 9.94 Mmton, con
respecto a 2008
54.8 50.2
45.5
40.4
(1) Fuente: PECC.
(*) Estimado.
Emisiones de CO2 (MMton)
Reducción total de
emisiones de CO2 de 2009 a
2011* = 14.4 Mmton, con
respecto a 2008
-26%
57
Principales Proyectos
Conservación
Reforestación
Captura de Carbono
Educación Ambiental
Investigación y Aplicación
Tecnológica
Proyectos Ambientales
Pantanos de Centla Selva Lacandona Humedales de Alvarado Parque Ecológico Jaguarundi
58
Proyectos Ambientales
Programa de
Investigación,
Educación y Aplicación
Tecnológica para la
Conservación de la
Selva Lacandona.
• Protección de 3 mil 200
hectáreas.
• Resolución de conflictos
agrarios con visión
ambiental.
• Recuperación de poblaciones
animales consideradas en
peligro de extinción.
• Educación ambiental en
localidades.
Descripción Principales Logros Proyecto
Parque Ecológico Jaguarundi
Reserva natural de 960
hectáreas propiedad de
Pemex-Petroquímica,
enfocada a la
conservación,
reforestación, captura
de carbono y educación
ambiental.
• Conservación de la biodiversidad.
• Acciones de educación ambiental y
de restauración de áreas
afectadas.
• Mención honorífica especial en el
Premio Nacional al Mérito
Ecológico, en 2004.
59
Proyectos Ambientales
Proyecto de
conservación, educación
ambiental y manejo de
la Reserva de la Biosfera
de Pantanos de Centla,
Tabasco.
• Desarrollo y consolidación de la
Casa del Agua como un agente de
transformación en la cultura de
conservación de la zona.
• Edición Y difusión de material
educativo.
• Restauración de ecosistemas
críticos.
• Desarrollo sustentable en
comunidades.
Descripción Principales Logros Proyecto
Proyecto de educación
ambiental en humedales
de Alvarado, Sierra de
Otontepec y humedales
de Tuxpan, y
reforestación de mil
hectáreas de manglar y
de tierras bajas en el
Sistema Lagunar de
Alvarado.
• Generación de educación y
capacitación ambiental.
• 200 ejidos y/o propietarios
reforestando y protegiendo sus
predios.
• Reforestación de 643 Has. en
propiedades ejidales, de las cuales
398 son manglar y 245 vegetación
de selva baja, con esquema de
participación comunitaria.
Estrategia en aguas someras y regiones
terrestres
Cuenca
Tampico-Misantla
Cuencas
del Sureste
Crudo Ligero
Crudo Pesado La estrategia estará enfocada a cuencas del
sureste, incluyendo porciones marinas y en
tierra:
Ejecución de estrategias para
identificar la continuidad de plays
establecidos como las formaciones
Cretácicas.
Aumentar actividades para identificar
plays de la era Terciaria e incorporar
recursos petroleros.
Evaluación del potencial en formaciones
pre-sal y sub-sal.
Adicionalmente, se reactivará la exploración
en la cuenca Tampico-Misantla con el
propósito de ubicar recursos petroleros en
plays de la era Mesozoica.
8,091 5,055
1,931
3,838
3,099
594
CSM CST CTM
Recursos Prospectivos (22,608 MMbe)
11,929
8,154
2,525
Localización y oportunidades
Plays
Cuenca Tampico-
Misantla Cuenca Marina
Sureste
Cuenca Terrestre
Sureste
60
Chuktah-201
512 m
Nab-1
680 m
2004
Noxal-1
935 m
Lakach-1
988 m
2005 2007
Lalail-1
805 m
Chelem1
810 m
2008
Tamil-1
778 m
Tamha-1
1,121 m
2009
Etbakel-1
681 m
Kabilil-1
740 m
2010
Lakach
-2DL
1,196 m
Labay-1
1,700 m
2011
Puskón-1
624 m
Nen-1
1,493 m
Leek-1
851 m
Holok-1
1,028 m
Catamat-1
1,230 m
Piklis-1
1,945 m
Perforación en aguas profundas
• Desde el 2000, 18 pozos han sido perforados en aguas profundas, los cuales han descubierto 8
campos de gas natural no-asociado y 2 campos de crudo extra-pesado.
Perforación en aguas profundas 2004 - 2012
62
Presupuesto para aguas profundas (perforación, información sísmica, estudios)
2011 2012
14,976 MM pesos 14,063 MM pesos
Chuktah-201
Nab-1
Noxal-1
Lakach-1
Lalail-1
512
680
805
Chelem-1
810
Tamil-1
778
Tamha-1
1,121
2003 2004 2005 2006 2007 2008
Tir
ante
de a
gua –
(m
etr
os)
935
Campo de Gas
Campo de Crudo
No exitoso
Leek-1
851
Catamat-1
1,230
2009
988
2010 2011
1,700
Labay-1
Lakach-2DL
1,196
En perforación
Piklis-1
1,945
Puskón-1
600
851
Maximino-1
Lakach
2004-2009 2010 2011
Holok-1
1,028
Etbakel-1
681
Kabilil-1
740
Talipau-1
940
Talipau-1
Puskón-1
Hux-1
1,130
Nen-1
1,495
2012
Kunah-1
2,154
Trión-1
2,550
Maximino-1
2,933
Yoka--1
2,090
Programa 2012 Supremus-1
2,890
Caxa--1
1,800
No. de localizaciones > 1,000 m
48 10 3
Benchmarking: Exploración en aguas profundas
Fuente: Wood Mackenzie Exploration Service.
Pozos
4
15
19
28
18
17
2
11
4
14
6
2
3
8
8
8
4
5
9
6
8
1
2
10
2
4
3
1
1
2
3
5
2
5
0 10 20 30 40 50 60 70
2006
2007
2008
2009
2010
2011 27
38
67
42
50
16
Tirante de agua > 500 m
PEMEX ha sido rankeada en la sexta posición en términos de actividades en aguas profundas (tirantes de agua mayor a 500
metros) en los últimos seis años, de acuerdo al número de plataformas en operación y pozos perforados.
El estudio de benchmarking considera pozos perforados en el oeste de África, Reino Unido, Noruega, Brasil y el Golfo de México
(EUA y México). Cabe mencionar que BP y Shell no reportaron actividades de perforación en aguas profundas durante 2011.
Petrobras
Shell
Chevron
BP
Total
PEMEX
2006 2007 2008 2009 2010 2011
4
2
2
5
2
1
15
11
3
9
10
2
19
4
8
6
2
3
28
14
8
8
4
5
18
6
8
1
3
2
17
0
4
0
1
5
TOTAL
101
37
33
29
22
18
63
64
Nuevas Funciones de Exploración y
Producción
Función
Implementación,
coordinación, diseño y
supervisión de estrategias
de exploración en 5 zonas:
— Cuenca del Sureste
Marino
— Cuenca del Sureste
Terrestre
— Tampico-Misantla-Golfo
— Aguas Profundas Norte
— Aguas Profundas Sur
Objetivo
Asegurar la ejecución de la
estrategia de exploración.
• Cumplimiento de las metas
institucionales en los
proyectos de evaluación de
potencial e incorporación
de reservas.
Función
Consolidación de las
funciones de
mantenimiento y logística
de instalaciones marinas y
terrestres.
Objetivo
Garantizar la atención de
requerimientos de
mantenimiento y logística.
• Maximizar la confiabilidad
de las instalaciones y
colaborar al cumplimiento
de programas operativos
considerando el medio
ambiente y comunidad.
Explo
ració
n
Mante
nim
iento
Ventajas
La consolidación de operaciones
permitirá aprovechar economías
de escala y dirigir los esfuerzos
hacia la maximización de la tasa
de incorporación de reservas y
del valor de las inversiones.
Ventajas
Una visión integral de los
requerimientos de los Activos,
que permitirá mejorar la
capacidad de respuesta y
gestión de recursos para proveer
mantenimiento predictivo,
preventivo y correctivo.
Evolución de los indicadores de productividad
65
65%
70%
75%
80%
85%
90%
95%
100%
105%
110%
115%
Sep-2009 Dic-2009 Mar-2010 Jun-2010 Sep-2010 Dic-2010 Mar-2011 Jun-2011
Plazas ocupadas definitivas en PEP / pozo en operación (100% = 5.7)
Plazas ocupadas definitivas en PGPB / MMpcd de gas húmedo procesado (100% = 2.6)
Plazas ocupadas definitivas en PR / mbd de productos petrolíferos vendidos (100% = 22.9)
Plazas ocupadas definitivas en PPQ / MT de productos petroquímicos vendidos (100% = 46.8)
Septiembre de 2009 = 100%
Pro
ducti
vid
ad
66
Estrategia de Ejecución
1ra ronda: Asignada en agosto 2011.
2da ronda: Contratos aprobados por
el Consejo de Administración en
noviembre 2011 y publicación de
pre-bases en diciembre 2011.
Atención a retos técnicos,
operacionales y gerenciales.
Potencial para incrementar el
factor de recuperación.
Campos maduros en Regiones Sur y Norte
Campos maduros en Región Norte y Chicontepec
Aguas profundas
Incrementar la capacidad de ejecución
2011 2012
Asignación de 2da ronda de
campos maduros en región
norte.
Chicontepec: Recursos que
requieren mayor capacidad de
ejecución y el desarrollo de
soluciones tecnológicas
específicas.
El 56% de reservas probables y
58% de reservas posibles están
ubicadas en Chicontepec.
Una importante proporción
de la plataforma de
producción de largo plazo
se encuentra concentrada
en aguas profundas.
La primera producción se
obtendrá aproximadamente
en 7 años.
Programa de ejecución estratégico, alineado con el
plan de negocios
Después del 2012
67
4T11 Resultados Financieros Dictaminados
Miles de millones de pesos Miles de millones de dólares
4Q10 4Q11 variación 4Q10 4Q11
Ventas totales 343.0 420.3 27.8 30.0
Rendimiento bruto 162.3 197.8 13.1 14.1
Rendimiento de operación 132.9 175.2 10.8 12.5
Rendimiento antes de
impuestos y derechos 144.5 219.7 11.7 15.7
Impuestos y derechos 169.6 243.5 13.7 17.4
Rendimiento (pérdida) neto (25.1) (23.8) (2.0) (1.7)
EBITDA1 199.0 292.6 16.1 20.9
22.5%
21.9%
31.8%
52.0%
45.9%
43.5%
(1) Ingresos antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización. Excluye IEPS.
Resultados Financieros 2010 vs. 2009 (NIF)
Millones de pesos
68
2010 2011 Var. Abs.
2010 vs. 2009 %
Ventas totales 1,282.1 1,558.4 276.3 21.6%
En México 683.9 779.2 95.3 13.9%
De exportación 592.9 773.0 180.1 30.4%
Ingresos por servicios 5.3 6.3 1.0 18.9%
Costo de ventas 631.4 780.6 149.2 23.6%
Rendimiento bruto 650.7 777.8 127.1 19.5%
Gastos generales 104.3 96.4 -7.9 -7.6%
Gastos de distribución 33.3 31.3 -2.0 -6.0%
Gastos de administración 71.0 65.0 -6.0 -8.5%
Rendimiento de operación 546.5 681.4 134.9 24.7%
Otros ingresos (gastos) 71.6 195.5 123.9 173.0%
Resultados integral de
financiamiento (costo) (12.0) (91.6) -79.6 663.3%
Resultados de subsidiarias que no
consolidan 1.5 (0.8) -2.3 -153.3%
Rendimiento antes de impuestos y
derechos 607.6 784.5 176.9 29.1%
Impuestos y derechos 654.1 876.0 221.9 33.9%
Rendimiento (pérdida) neto (46.5) (91.5) -45.0 96.8%
Factores Externos y Estructurales
Subsidio al
gas LP
Costo de oportunidad de venta del gas LP en territorio
nacional. Es el diferencial entre el precio de referencia
internacional y el precio máximo al público fijado por
decreto por el volumen vendido.
Calidad en
gasolinas y
diesel
Paridad
importación
diesel
Los costos de logística que no se reconocen en el diesel
importado. Se mantienen precios de paridad.
El precio del productor no se ajusta al cambiar la calidad
de los combustibles automotrices.
Monto Total
2011
= 39,950
= 2,856
= 4,929
= 88,886 Límite de
deducibilidad
Es el monto de impuestos en exceso a cargo de PEP, que
se genera al deducir el límite de deducibilidad establecido
en el régimen fiscal vigente, en lugar de los costos reales.
69
Ps. MM
70
Evolución de la deuda
Deuda Remanente
Deuda Consolidada1
Miles de millones de dólares
49.8 52.2
46.1 42.8
47.9 53.2
55.3 58.3
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Remanente al cierre de cada año
2
(1) No incluye interés acumulado.
(2) Estimado.