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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 [email protected] @PEMEX_RI