Resultados al tercer trimestre de 2011

Octubre 28, 2011

Advertencia respecto a proyecciones a futuro y nota precautoria (1/2)

1

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 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 30 de septiembre

de 2011 de Ps. 13.4217 = 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.

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 De conformidad con el artículo 10 del Reglamento de la Ley Reglamentaria del artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, (i) los reportes de

cuantificación de reservas elaborados por Petróleos Mexicanos deben ser aprobados por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH); y (ii) la Secretaría de Energía registrará y dará a conocer las reservas de hidrocarburos de México con base en la información proporcionada por la CNH. Estos procesos actualmente están en ejecución.

Advertencia respecto a proyecciones a futuro y nota precautoria (2/2)

2

Reservas de hidrocarburos 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. presentada por la SHCP es en flujo.

Licitaciones Entre el 1 de julio y 30 de septiembre de 2011 no hubo fallos cuyo monto de asignación fuera mayor a Ps. 100 miles de millones. 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.

Contenido

3

Principales aspectos Exploración y producción Organismos industriales Resultados financieros Preguntas y respuestas

Entorno 3T11

4

60

70

80

90

100

110

120

130

1/7/10 1/9/10 1/11/10 1/1/11 1/3/11 1/5/11 1/7/11 1/9/11

US$/barril Precios del Crudo (U.S.$/b)

Prom: 69.3

Prom: 101.2

Mezcla Mexicana

Brent

11.0

11.5

12.0

12.5

13.0

13.5

14.0

14.5

1/7/10 1/9/10 1/11/10 1/1/11 1/3/11 1/5/11 1/7/11 1/9/11

Ps./US$ Tipo de Cambio (Ps./U.S.$)

Prom: 12.80

Prom: 12.28

Apreciación del Peso

3.0

3.5

4.0

4.5

5.0

5.5

1/7/10 1/9/10 1/11/10 1/1/11 1/3/11 1/5/11 1/7/11 1/9/11

US$/MMBtu Precios del Gas (U.S.$/MMBtu)

Henry Hubb

Prom: 4.3 Prom: 4.1

1.5

1.8

2.0

2.3

2.5

2.8

3.0

3.3

3.5

1/7/10 1/9/10 1/11/10 1/1/11 1/3/11 1/5/11 1/7/11 1/9/11

US$/Gal Precios de la Gasolina en EEUU (U.S.$/b)

Gasolina Regular Golfo de México

Prom: 1.97

Prom: 2.83

Principales aspectos del 3T2011

5

Los ingresos por ventas ascendieron a Ps. 392.1 miles de millones, continuando con una tendencia a la alza, soportadas por los precios internacionales de los hidrocarburos y la estabilidad de nuestra plataforma de producción.

La producción de crudo se mantuvo por arriba de 2.5 MMbd.

El EBITDA, que es un proxy de la capacidad de generación de flujo, registró un

incremento de 24.8% debido al incremento en ingresos. El pago de impuestos incrementó en 35%, alcanzando Ps. 214 miles de millones

(U.S.$ 15.9 miles de millones). Durante el tercer trimestre del año, PEMEX registró una pérdida neta de Ps. 81.0

miles de millones como resultado de una pérdida cambiaria de Ps. 49.2 miles de millones, derivada de la depreciación del peso respecto al dólar y del pago de impuestos, que representó el 55% de los ingresos totales. Durante los primeros 9 meses de año PEMEX acumuló una pérdida neta de Ps.

67.7 miles de millones, como resultado de una pérdida cambiaria de Ps. 39.5 miles de millones por la depreciación del peso, así como por la carga tributaria.

Contenido

6

Principales aspectos Exploración y producción Organismos industriales Resultados financieros Preguntas y respuestas

Producción de crudo

7

Mbd

57% 55% 54% 56% 56%

31% 33% 33% 31% 31%

12% 12% 13% 13% 13%

2,567 2,552 2,572 2,558 2,525

3T10 4T10 1T11 2T11 3T11

Pesado Ligero Superligero

74%

26%

Marina Terrestre

- 300 600 900

1,200 1,500 1,800 2,100 2,400 2,700

1/07/11 15/07/11 29/07/11 12/08/11 26/08/11 9/09/11 23/09/11

Producción diaria del 3T11

Pesado Ligero Superligero

• La libranza en el FPSO y la tormenta tropical “Nate” dieron lugar a cierres de producción en la Región Marina Noreste. Sin dichos efectos el promedio de producción hubiera sido de aproximadamente 2,550 Mbd.

Producción de crudo - Diversificación

8

Mbd

32.8%

63.3%

20.0%

9.6%

10.9%

8.9%

10.8%

6.3%

8.8%

5.3% 16.6% 6.6%

Ene.-Sep. 11 Ene.-Sep. 04

KMZ

Cantarell

APC LT

SL

Cantarell

APC

KMZ SL

BJ

Otros Otros

93.6% 83.5%

1,086 707

571 511

2.92% 2.97% 1.39% 1.00%

Ene.-Sep. 08

Ene.-Sep. 09

Ene.-Sep. 10

Ene.-Sep. 11

Producción de Cantarell (Mbd)

Tasa promedio mensual de disminución de producción de Cantarell

0

10

20

30

40

50

60

70 Producción Aceite Terciario del Golfo

Crudo pesado Crudo ligero SL: Samaria-Luna BJ: Bellota-Jujo

LT: Litoral de Tabasco KMZ: Ku-Maloob-Zaap APC: Abkatún-Pol-Chuc

Los esfuerzos tecnológicos y operativos en el proyecto ATG han generado resultados favorables.

Producción de Gas Natural

9

60% 62% 63% 63% 63%

40% 38% 37% 37% 37%

6,339 6,290 6,167 5,937 5,838

3T10 4T10 1T11 2T11 3T11

Producción de gas natural1

MMpcd

Asociado No asociado

34%

66%

Marina Terrestre

(1) No incluye nitrógeno.

495 446 272 300 257

7.8% 7.1%

4.4% 5.1%

4.4%

0.0%

2.0%

4.0%

6.0%

8.0%

10.0%

3T10 4T10 1T11 2T11 3T11

Envío de gas a la atmósfera MMpcd

Envío de gas a la atmósfera (MMpcd) Envío de gas a la atmósfera / Total de gas producido

• El aprovechamiento de gas natural ascendió a 96%.

Infraestructura de operación

10

89 88 94 103 124

20 21 16 12

18 108 109 111 115

143

3T10 4T10 1T11 2T11 3T11

Equipos de perforación

Desarrollo Exploración

19%

81%

Exploración

Marinos En tierra

19%

81%

Desarrollo

Marinos En tierra

6%

94%

Marinos En tierra

4,266 4,382 4,578 4,701 4,799

2,925 3,032 3,069 3,077 3,094 191 192 190 185 188 7,382 7,606 7,837 7,963 8,081

3T10 4T10 1T11 2T11 3T11

Pozos en operación

Crudo Gas no asociado Inyectores

Información sísmica

11

647

946

605

3,722

9,431

13,288

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

200

400

600

800

1,000

3T10 4T10 1T11 2T11 3T11

Km2

Km

2D (Km) 3D (Km ) 2

Principales descubrimientos 3T11

Proyecto Pozo

Producción inicial

Tipo de Hidrocarburo

Petróleo Crudo y

Condensados (bd)

Gas (MMpcd)

Litoral de Tabasco Kinbe-1 5,679.0 9.1 Aceite Ligero y

gas

Burgos Bocaxa-1 144.0 1.5 Gas y condensados

CD. DEL CARMEN

MISON

YUM

CITAM

FRONTERA

MAY-1

YAXCHE

DOS BOCAS

RIBEREÑO

BOLONTIKU-501

SINAN CHE-1

CHUKUA

GABANUDO

TANGUAYACA

LAGUNA DE TÉRMINOS

KIX HAYABIL

SIKIL

VILLAHERMOSA

CHUHUK-1

KAB KINBE-1

5% 40%

55% 95%

Aguas someras Aguas profundas

Tzumat Centauro

Contratos Integrales de Servicios para Exploración y Producción

12

PEMEX adjudicó exitosamente la primera ronda de Contratos Integrales de Servicio para campos maduros en la Región Sur.

Límite de venta de bases 8/07/11

Periodo de precalificación 12/07/11-27/07/11

Adjudicación 18/08/11

Firma de contratos 18/08/11-18/10/11

Publicación de la convocatoria 1/03/11

Campo Empresa Inversión (MM)1 Tarifa ofertada

Magallanes Petrofac Facilities U.S.$205.5 US $5.01/bpc

Santuario Petrofac Facilities U.S.$116.9 US $5.01/bpc

Carrizo Dowell Schlumberger U.S.$33.3 US $9.40/bpc

86.9

189.1

132.2

195.4

2011 2012 2013 2014

Inversión estimada U.S.$ MM Campos Maduros

Región Sur

1 Inversión para fase de evaluación, dos primeros años

Contenido

13

Principales aspectos Exploración y producción Organismos industriales Resultados financieros Preguntas y respuestas

Proceso de crudo

14

742 698 752 729 722

443 357 409 439 436

1,363 1,230

1,327 1,319 1,304

3T10 4T10 1T11 2T11 3T11

Proceso de crudo Mbd

Crudo pesado

Crudo ligero

Producción de petrolíferos

-

250

500

750

1,000

1,250

1,500

3T10 4T10 1T11 2T11 3T11

Producción de petrolíferos Mt

6% Otros1

4% Turbosina 16% GLP

21% Diesel

23% Combustóleo

30% Gasolinas automotrices

1,318

(1) Incluye parafinas, extracto de furfural, aeroflex, asfalto, lubricantes, coque, aceite cíclico ligero y otras gasolinas.

Reconfiguración Minatitlán

15

2008 Ref. Reconfigurada

Proceso de crudo (Mbd) 162 240

(%) Pesado 33 70

Producción incremental de gasolinas

0 58

Producción incremental de destilados intermedios

0 34

Proceso de gas natural y producción de gas seco y de líquidos del gas natural

16

3,413 3,398 3,483 3,486 3,417

1,022 984 1,042 1,073 1,097

4,435 4,383 4,525 4,559 4,514

3T10 4T10 1T11 2T11 3T11

Proceso MMpcd Gas húmedo dulce

Gas húmedo amargo

3,578 3,570

3,677 3,703 3,689

329 324

340 345

330 320

330

340

350

360

3,200

3,400

3,600

3,800

3T10 4T10 1T11 2T11 3T11

Mbd Producción MMpcd

Gas seco de plantas (MMpcd)

Líquidos del gas natural (Mbd)

(1) No incluye el proceso de condensados.

1

Producción de Petroquímicos

17

132 113 126 117 127

281 360 366 315 308

327 282 356 345 249

195 194 132 161 120

99 84 105 110 96

462 420 389 427

371

1,497 1,454 1,474 1,475

1,271

3T10 4T10 1T11 2T11 3T11

Otros*

Propileno y derivados

Aromáticos y derivados

Derivados del etano

Derivados del metano

Básicos

(1) Incluye ácido muriático, butadieno crudo, ceras polietilénicas, especialidades petroquímicas, hidrocarburos licuables de BTX, hidrógeno, isohexano, líquidos de pirólisis, oxígeno, CPDI, azufre, isopropanol, gasolina amorfa, gasolina base octano y nafta pesada

Mt 1

Contenido

18

Principales aspectos Exploración y producción Organismos industriales Resultados financieros Preguntas y respuestas

Principales resultados financieros 3T11

19

3T10 3T11

Variación

3T10 3T11

Miles de Millones de pesos

Miles de Millones de dólares

Ventas totales 317.6 392.1 23.5% 23.7 29.2

Ventas totales con IEPS 331.5 434.6 31.1% 24.7 32.4

Rendimiento bruto 161.3 183.7 13.9% 12.0 13.7

Rendimiento de operación 135.7 158.1 16.5% 10.1 11.8

Rendimiento antes de Impuestos y derechos 155.6 133.0 14.5% 11.6 9.9

Impuestos y derechos 158.3 214.0 35.1% 11.8 15.9

Rendimiento (pérdida) neta (2.8) (81.0) (0.2) (6.0)

EBITDA1 202.8 253.1 24.8% 15.1 18.9

(1) Ingresos antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización. Excluye IEPS.

317,568 392,136

30,062 44,684 179

3T10 Nacionales Exportación Ingresos por servicios

3T11

109,890 148,195

16,117

16,444 18,740

24,792 144,746

189,431

3T10 3T11

Otros

Petrolíferos

Crudo y condensados

Ventas totales

20

Ps. MM 23.5%

30.9%

Ventas en el extranjero Ventas en México

17.5%

147,675 176,365

17,168 16,931 6,494 8,104 171,338

201,400

3T10 3T11

Petroquímicos

Gas seco

Petrolíferos

Costo de Ventas, Gastos Generales y Resultado Integral de Financiamiento

21

28.7%

181,832

234,052 52,147 73

3T10 Costo de ventas Gastos generales 3T11

Costo de ventas y gastos generales Ps. MM

6,862

(67,202)

(23,161)

(50,904)

3T10 Rendimiento financiero

Utilidad por variación cambiaria

3T11

Resultado integral de financiamiento

Impuestos y Derechos (flujo)

22

Ps. MM

130,016

180,574 18,435

21,386

9,897

12,043

158,348

214,003

3T10 3T11

Otros derechos

Derecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabilización Derecho ordinario sobre hidrocarburos

158,348

214,003

185,444

60,323 4,669 (28,558)

3T10 Derechos sobre

hidrocarburos

Otros impuestos y

derechos

3T11 IEPS acreditable

3T11 por pagar

Evolución del Rendimiento Neto

23

(1) Incluye la participación de subsidiarias y asociadas que no consolidan.

1

(2,758)

74,568

29,164 (50,828)

(74,065)

(55,654)

(80,965)

3T10 Ventas total Otros ingresos

Costos y gastos de operación

RIF Impuestos y derechos

3T11

Factores estructurales externos

24

PEMEX Impacto económico de los factores estructurales y externos

Del 1 de jul. al 30 de sep. Ps. MM U.S.$MM

Subsidio gas LP 9.9 0.7

Ingresos no reconocidos política precios gasolinas y diesel 7.7 0.6

Límite de deducibilidad 16.8 1.3

Pasivo laboral 24.8 1.8

Impuestos incrementales por ajustes (3.6) (0.3)

Efecto total 55.6 4.1

Flujo de Efectivo Contable Consolidado

25

(1) Antes de impuestos. (2) Excluye Contratos de Obra Pública Financiada. (3) Incluye un efecto de Ps. 4,228 millones por cambios en el valor del efectivo.

1 2

133,587

761,265

105,063 999,915

128,297

(99,962)

(23,834) (125,279)

(626,771)

Caja al inicio del año

Recursos generados por la

operación

Actividades de

financiamiento

Flujo disponible

Amortizaciones Intereses pagados

Inversiones Impuestos Caja al final del periodo

2

3

575,171 616,955

595,162 531,138

109,733 (99,962)

89,555 106,575

48,892 (128,297)

664,725 723,530

Deuda total 4T10

Actividades de

financiamiento

Amortizaciones Pérdida cambiaria

Deuda total 3T11

Efectivo y equivalentes de efectivo

Deuda neta 3T11

Deuda neta 4T10 2

Deuda Consolidada

26

8.8%

(1) Incluye Ps. 4.7 miles de millones de Contratos de Obra Pública Financiada. (2) Incluye Ps. 70.8 millones de intereses por pagar.

1

Contenido

27

Principales aspectos Exploración y producción Organismos industriales Resultados financieros Preguntas y respuestas

Relación con Inversionistas (+52 55) 1944 - 9700 ri@pemex.com @PEMEX_RI