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Resultados al tercer trimestre de 2010
Octubre 29, 2010
Variaciones
Advertencia respecto a proyecciones a futuroy nota precautoria (1/2)
VariacionesLas variaciones acumuladas o anuales se calculan en comparación con el mismo periodo del año anterior; a menos de que se especifique lo contrario.
RedondeoComo consecuencia del redondeo de cifras, puede darse el caso de que algunos totales no coincidan exactamente con la suma de las cifras presentadas.
Información financieraSalvo la información (i) presupuestal (ii) volumétrica (iii) de ingresos por ventas y servicios incluyendo IEPS (iv) de ventas en México incluyendo IEPS (v) de ventas Salvo la información (i) presupuestal, (ii) volumétrica, (iii) de ingresos por ventas y servicios incluyendo IEPS, (iv) de ventas en México incluyendo IEPS, (v) de ventas de petrolíferos incluyendo IEPS y (vi) de rendimiento de operación incluyendo IEPS, 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 2009 y 2010 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 por U.S. GAAP ni por las NIF emitidas por el CINIF.p p p p
La información presupuestal está elaborada conforme a las Normas Gubernamentales, por lo que no incluye a las compañías subsidiarias de Petróleos Mexicanos.
Conversiones cambiariasPara fines de referencia, las conversiones cambiaras de pesos a dólares de los E.U.A. para el estado de situación financiera se han realizado al tipo de cambio prevaleciente al 30 de septiembre de 2010 de Ps. 12.5011 = U.S.$1.00; las conversiones cambiaras restantes se han realizado al tipo de cambio promedio del tercer trimestre de 2010 y de los primeros nueve meses de 2010 de Ps. 12.8049 = U.S.$1.00 y Ps. 12.7174 = U.S.$ 100, respectivamente. Estas conversiones no implican y p y p pque las cantidades en pesos se han convertido o puedan convertirse en dólares de los E.U.A. al tipo de cambio utilizado.
Régimen fiscalA 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
d d i l i f ió l d l SHCP fl j
2
presenta en devengado, mientras que la información generalmente presentada por la SHCP es en flujo.
Reservas de hidrocarburosLas cifras de reservas probadas al 1 de enero de 2010 son consistentes con los comentarios de las empresas de ingeniería independientes que certifican las reservas. Sin embargo, de conformidad con el Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, la Comisión Nacional de
Advertencia respecto a proyecciones a futuroy nota (2/2)
Hidrocarburos se encuentra en proceso de revisión de los reportes de reservas para que posteriormente la Secretaría de Energía en base a la información de la Hidrocarburos se encuentra en proceso de revisión de los reportes de reservas, para que posteriormente la Secretaría de Energía, en base a la información de la referida Comisión, dé a conocer las reservas de hidrocarburos del país. Es posible que se presenten diferencias con respecto a las cifras de reservas probables y posibles, en particular en la región asociada al Paleocanal de Chicontepec.
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 las revelaciones en la Forma 20-F y en el reporte anual a la CNBV disponibles en www pemex com cuidadosamente las revelaciones en la Forma 20 F y en el reporte anual a la CNBV, disponibles en www.pemex.com.
Proyecciones a futuroEste 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; p y p ;• 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; p p• 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.
PEMEXPEMEX 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
3
PMI.
Contenido
Principales aspectos del 3T10
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
4
Miles de millones Principales aspectos financieros del 3T10
Miles de millones de pesosMiles de millones
de dólares
Variación2009 2010 2010Jul.-Sep. Jul.-Sep. Jul.-Sep.
Ingresos totales por ventas y servicios
293 318 24 8% 25
p p p
Rendimiento antes de impuestos y derechos 144 12156 128%
Rendimiento de operación
144 136 (8) 11-6%
EBITDA(1)
Rendimiento (pérdida) neto
(4)
200
(.2)
1%
1(3)
203 3 16
Recursos generados por la operación antes
483 14%549 66 44
Ene.-Sep. Ene.-Sep. Variación Ene.-Sep.
5
por la operación antes de impuestos y derechos
(1) Ingresos antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización. Excluye IEPS.
Principales aspectos operativos del 3T10
Producción Variación
2010
Jul.-Sep.
2009
Jul.-Sep.
Exploración y producción2,567 2,567
43
-1%
246 5%
Crudo (Mbd)
Condensados (Mbd)
6,564 (225)6,339 -3%
( )
Gas natural (MMpcd)
Organismos industrialesOrganismos industrialesGas seco de plantas (MMpcd)
Líquidos del gas natural (Mdb)
3,574 3,578 4
378 1380
Petrolíferos (Mbd)
Petroquímicos (Mt)
1,456 (94)1,362 -6%
1,344 331,376 2%
6
Contenido
Principales aspectos del 3T10
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
7
Producción de crudo por tipo
11% 13%
2010Jul.-Sep.
2009Jul.-Sep.
58%32%
11%
55%33%
13%Pesado
Ligero
S liSuperligero
25%23%
2,567 Mbd 2,567Mbd
75%
25%MarinoTerrestre
77%
23%
8
75%77%
Producción de gas natural y envío a la atmósferad ió d hid b (1) í d hid b l ó f (1)Producción de gas hidrocarburo (1)
Millones de piescúbicos diarios
Envío de gas hidrocarburo a la atmósfera (1)
Millones de pies cúbicos diarios-3%
6 564 6 339-34%
2,550 2,406
6,564 6,339
No asociado
4,014 3,933755
495Asociado
No asociado 39% 38%
3T09 3T10
Asociado61% 62%
9
3T09 3T10(1) No incluye nitrógeno.
Descubrimientos
Proyecto Gasto inicialPozo
Pachira 1
Palapa-301
Lakach-2DL
3 019
3,0447.9
12.9
28.7Holok-Temoa
Samaria-Luna
Ool-1
Pachira-1 3,0198.8
Luna
Comalcalco
Alambra-1
1.5
Cucaña-13.3 Gas húmedo (MMpcd)
Burgos Gas seco (MMpcd)
Crudo (bd)
10
Cucaña-1 Crudo (bd)
Áreas de oportunidad de exploración y producción
Contratos Integrales de Servicios de
• Evaluación, desarrollo y producción de hidrocarburos en un área contractual definida para incrementar la capacidad de ejecución.
• Se contempla que la primera ronda de campos maduros sea en la Servicios de E&P
Contenido de
Se contempla que la primera ronda de campos maduros sea en la Región Sur.
• Mantenimiento de la reinyección de gas amargo a yacimientos; Contenido de N2 en el gas
húmedo• reinyección a ciertos yacimientos de gas con alto contenido de N2; y• construcción de dos plantas recuperadoras de N2.
Incremento de la acti idad en inter ención de po os; Declinación de Cantarell
• Incremento de la actividad en intervención de pozos; • perforación de pozos horizontales; y• reinyección de gas al yacimiento para continuar el mantenimiento
de presión en la zona de aceite.
Aceite Terciario del
• Maximizar la producción en pozos existentes; • incrementar la capacidad de ejecución en intervenciones a pozos; • aplicar nuevas tecnologías con esquemas como los laboratorios de
11
Golfop g q
campo, perforación no convencional, fracturas y estimulaciones.
Contenido
Principales aspectos del 3T10
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
12
Proceso de crudo Miles de barriles diarios
-8%
1 285 1 184
521 443
1,285 1,184
Crudo pesado
764 742Crudo ligero
Crudo pesado 41% 37%
Crudo ligero 59% 63%
13
3T09 3T10
Producción de petrolíferos Miles de barriles diarios
3T10 421 291 330 211 109 1,362
3T09 463 331 320 208 134
Gasolinas
1,455
Diesel
Combustóleo
GLP y gas seco3T10 31% 21% 24% 15% 8%
y g
Otros
3T09 32% 23% 22% 14% 9%
14
Proceso de gas nat ral
Proceso de gas natural, producción de gas seco y de líquidos del gas natural
Prod cción de gas secoProceso de gas naturalMillones de pies cúbicos diarios
-1%
Producción de gas secoMillones de pies cúbicos diarios
0.1%
1,075 1,022
4,469 4,435
3,574 3,578Dulce
3,395 3,413
3,574 ,
Producción de líquidos de gas natural
Amargo
Miles de barriles diarios
0.3%
76% 77%
24% 23%Dulce
Amargo378
380
15
3T09 3T103T09 3T10
Producción de petroquímicos
Miles de toneladas
3T10 327 293 462 195 99 1,376
Derivados del etano
3T09 304 201 484 236 119 1,344
Aromáticos y derivados
Derivados del metano
Otros3T10 24% 21% 34% 14%
7% y
Derivados del propileno3T09 23% 15% 36% 18%
9%
16
Áreas de oportunidad de organismos industriales
El 19 de marzo de 2010 se publicó en el Diario Oficial de la Federación la nueva Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010 “Especificaciones del gas natural”, que entró envigor el 18 mayo de 2010 Las acciones emprendidas
Calidad del gas
vigor el 18 mayo de 2010. Las acciones emprendidaspara dar cumplimiento a la norma son:• Instrumentar un procedimiento operativo para el control de la
concentración del nitrógeno en el gas a proceso.• Modificar planta criogénica II Cd Pemex para recuperar líquidos • Modificar planta criogénica II Cd. Pemex para recuperar líquidos
del gas.• Controlar contenido de licuables mediante plantas de control de
punto de rocío en el norte de Veracruz.• Monitorear y dar seguimiento a parámetros de calidad• Monitorear y dar seguimiento a parámetros de calidad.
Confiabilidad i l
Incorporación de programas para incrementar márgenes económicos y confiabilidad de los equipos y de las instalaciones
operacional de las refinerías.
• Optimización de la línea de aromáticos.
17
Cadenas rentables
• Reinicio de operación de la planta de acrilonitrilo en el Complejo Morelos mediante importación de propileno grado polímero.
Seguridad industrial y protección ambiental
Índice de frecuencia Índice de gravedadÍndice de frecuenciaAccidentes incapacitantes/ MMhh
Índice de gravedadDías perdidos/ MMhh
93%
26 26
0.36
0.70
3T09 3T103T09 3T10
18
Contenido
Principales aspectos del 3T10
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
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Estado de resultados: ingresos totales por ventas y servicios
En México Exportación
Miles de millones de pesos
161
Jul. – Sep.2009
112 13 613 143 5293
131
10%
2009
8% 7% -8%30% 4% 30% 12% 15%
318
171
125 12 717 148 6318145
Ingresos En Exporta-
Petro-líferos
Petroq. Crudo y condensados
Petro-líferos
Petroq.Gas seco
Jul. – Sep.2010
125 12 717 148 6
20
totales por ventas y servicios
México ción sados
Estado de resultados: costos y gastos de operaciónMiles de millones de pesos
293
150 +=
Jul. – Sep.2009
125 25 2420
25% 4%22%8%
200922%22%
+= 156 26 2925
318182
Gastos generales
Costo de
Costo netode beneficios
Ingresos totales por
Costos y gastos de
Jul. – Sep.2010
Depreciacióny
21
generalesde ventas
de beneficiosa los
empleados
totales por ventas y servicios
gastos de operación
yamortización
Evolución del rendimiento netoMiles de millones de pesos
En México
Exportación
(32)9
13 (11)
(4)
Pérdida neta Pérdida Var en otros Var en Var en Var en Var
3.2
19
(11)
(3)
Pérdida neta 3T09
Pérdida neta3T10
Var. en otros ingresos y
participación subs. y
asociadas
Var. en RIF
Var. en imp., y
der.
Var. en costos y gastos de operación
Var. en ingresos totales por ventas y servicios
incluyendo
22
incluyendo IEPS
Estado de flujo de efectivo: fuentes y usos de recursos
858181Miles de millones de pesos
549
468( )
128122
133
135( )
( )
Caja al inicio del
Caja al final del periodo
Recursos generados
por la
Emisión de
de da
Total Inver-siones
Amortiza-ciones
Impuestos y
derechos
23
del periodo
periodopor la operación antes de
imp. y der.
deuda derechos
Deuda total y deuda neta
Deuda totalDeuda netaMiles de millones de pesos al 30 de septiembre de:
-4%
683 6535%
138 112
683 653
Corto plazo
504
531545 541Largo plazo
2009 2010
Corto plazo 20% 17%
Largo plazo 80% 83%
24
2009 2010
Contenido
Principales aspectos del 3T10
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
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Relación con Inversionistas
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www.pemex.com
Relación con Inversionistas(+52 55) 1944 - 9700ri@pemex.com
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