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PEMEX: HOY y MAÑANA
Julio 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 Relación PEMEX - Gobierno
Resultados Retos Programa
de Inversiones
Consideraciones de inversión
Cuarto productor de crudo a nivel
mundial2
Tercer exportador de crudo a EEUU2
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 millones1
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 MMbd
Producción de gas natural: 6.59
MMMpcd
Exportación de crudo: 1.34 MMbd
Producción de petrolíferos: 1.32 MMbd
.
Principales estadísticas operativas1
(1) Al cierre de 2011.
(2) PIW 2011 Rankings, December 6. Petroleum Intelligence Weekly.
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
13.48 12.17
11.27 12.48
13.24
16.13
2006 2007 2008 2009 2010 2011
4.88 5.10
6.44
5.09 5.38 6.12
2006 2007 2008 2009 2010 2011
(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.
(3)Todas las estimaciones están en términos reales, después de considerar un deflactor de precios específico
para la industria del petróleo y el gas de acuerdo con la Cambridge Energy Research Associates (CERA)
2011.
12
Costos de exploración y producción
Costos de Producción a,b
USD @ 2011 / bpce
Costos de Exploración y Desarrolloc,d
USD @ 2011 / bpce
Costos de Producción1
USD @ 2011 / bpce
Costos de Exploración y Desarrollo2,3
USD @ 2011 / bpce
a) Datos en términos reales después de ajustar por el efecto de la
inflación
b) Fuente: Forma 20-F 2010
c) PEMEX estima un promedio móvil de 3 años.
d) Incluye gastos de administración indirectos.
13.98
12.89
11.0
10.86
10.08
9.70
9.45
7.19
6.57
6.12
Chevron
Petrobras
Shell
Eni
BP
Conoco
Exxon
Statoil
Total
Pemex
27.99
21.47
18.71
16.13
14.85
14.24
13.92
12.86
11.85
9.71
Statoil
Chevron
Eni
Pemex
Petrobras
Conoco
Exxon
Total
BP
Shell
13
Contenido
PEMEX Relación PEMEX - Gobierno
Resultados Retos Programa
de Inversiones
14
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
15
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).
Impuestos 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
16
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
17
Contenido
PEMEX Relación PEMEX - Gobierno
Resultados Retos Programa
de Inversiones
18
2011 Resultados finacieros
2010 2011 Variación 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
19
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.
―PEF‖ se refiere a presupuesto de egresos de la federación.
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.
Nota: TACC de México de 2005-2011 fue -4.4%.
Fuente: Purvin & Gertz 2005-2011 20
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
21
Producción de crudo 2011 - diversificación
22
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
23
Contratos integrales: Campos maduros
Campo Empresa contratada Tarifa contratada
US$/b
Inversión mínima
US$MM
Magallanes Petrofac Facilities Mngt. Ltd. 5.01 205
Santuario Petrofac Facilities Mngt. Ltd. 5.01 117
Carrizo Dowell Schlumberger 9.40 33
Campo Empresa contratada Tarifa contratada
US$/b
Inversión mínima
US$MM
Altamira Cheiron Holdings Limited 5.01 33
Panuco Petrofac Facilities Mngt. Ltd.
- Dowell Schlumberger 7.00 35
Tierra
Blanca
Monclova Pirineos Gas –
Alfacit del Norte 4.12 24
San Andrés Monclova Pirineos Gas –
Alfacit del Norte 3.49 24
2011 2012 Después del 2012
Campos maduros en Regiones Sur y
Norte
Campos maduros en Región
Norte y Chicontepec Aguas profundas
Ronda
Pro
ducció
n In
cre
menta
l (Mbd)
1a
2a
55
80
Región Sur
Región Norte
24
Contenido
PEMEX Relación PEMEX - Gobierno
Resultados Retos Programa
de Inversiones
25
Incremento en producción: Crudo
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
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.
26
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.
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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
27
Actividades en Aguas Profundas
Refinación: Programa de mejora de
desempeño operativo (MDO)
28 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 Millones de dólares por año
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
29
Contenido
PEMEX Relación PEMEX - Gobierno
Resultados Retos Programa
de Inversiones
30
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. 13.18 = 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
22.8
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
6.5
36.1
7.3
20.6
8.9
22.8
5.9
Caja inicial Recursosgenerados por la
operación
Financiamiento Total Inversión total(CAPEX)
Pago de deuda Caja final
Fuentes Usos
6.7
Endeudamiento neto: 3.0 USD
31
Precio: 99.79 USD/b
Tipo de cambios: Ps.13.1849/USD
Producción de crudo: 2,582 Mbd
Exportación de crudo: 1,176 Mbd
Producción de gas natural: 6.16 MMpcd
32
Perfil de vencimientos – Deuda consolidada *
Saldo de la deuda al 31 de marzo de 2012 - US$57.4 miles de millones
Portafolio de deuda
(1) Cifras pueden no coincidir por redondeo.
(*) No incluye interés acumulado.
11.0% 11.0%
8.5% 8.0%
10.3%
5.4% 5.9%
6.4%
5.6%
7.3%
4.9%
0.9%
0.0%
2.3%
0.0% 0.5%
11.7%
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
33
Por tipo de tasa
Por exposición
Por moneda*
Por tipo de crédito*
(*) No incluye interés acumulado.
Dólar 66% Euros
10%
UDIS 3%
Libra Esterlina
2%
Yenes 3%
Pesos 15%
Francos Suizos
1%
Bonos Intl. 51%
Cebures 16%
ECAs 15%
Bancario Intl. 13%
Bancario Nal. 2%
Otros 3%
Fija 63%
Flotante 37%
Dólar 81%
Peso 17%
Euros 2% Dólar
Peso
Euros
Composición de la deuda
Saldo de la deuda al 31 de marzo de 2012 - US$57.4 miles de millones
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 1.0
Emisiones totales** 117 8.9
Pago de deuda 78 5.9
Endeudamiento neto** 40 3.0
Programa de Financiamientos 2012E
100% = 8.9 miles de millones de dólares/117 miles
de millones de pesos
44.9%
27.0%
18.0%
2.2%
Mercados Internacional Mercado Nacional
ECAs Otros
34 (*) 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
35
Producción de crudo: 2.55 MMbd
Producción de gas natural: 6.59
MMMpcd
Exportación de crudo: 1.34 MMbd
Producción de petrolíferos: 1.32 MMbd
jk
Principales estadísticas operativas
