Resultados financieros al 4º trimestre de 2006 de Resultados no... · 2014-06-16 · 6/36 Principales aspectos operativos en 2006 Producción Miles de barriles diarios Millones de

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Resultados financierosal 4º trimestre de 2006

Marzo 6, 2007

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• Esta presentación 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 U.S.Securities and Exchange Commission (SEC) en nuestro reporte anual, en circulares de ofertas y prospectos, en declaraciones a la prensa y en otro tipo de materiales escritos, así como en declaraciones verbales 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; y• proyecciones y metas de inversión y otro tipo de costos, de compromisos e ingresos, de liquidez,

etc.• Los resultados pueden diferir materialmente de aquellos proyectados como resultado de factores fuera de

nuestro control. Estos factores incluyen, 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 significativos de tipo político o económico en México; y• cambios en la regulación aplicable.

• 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 o eventos futuros, entre otros.

• Estos riesgos e incertidumbres están detallados en la versión más reciente del prospecto de PEMEX registrado ante CNBV que se encuentra disponible en el portal de la Bolsa Mexicana de Valores (www.bmv.com.mx) y en la Forma 20-F de PEMEX registrada en la SEC (www.sec.gov). Estos factores pueden provocar que los resultados realizados difieran materialmente de cualquier proyección.

Advertencias respecto a proyecciones a futuro

http://www.bmv.com.mx/

http://www.sec.gov/

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• La SEC permite que, en sus reportes a la SEC, las empresas de crudo y gas divulguen reservas probadas que hayan demostrado, por producción actual o pruebas de formación concluyentes, que son, bajo condiciones económicas y operativas existentes, económicamente y legalmente producibles. Nosotros usamos ciertos términos en este documento, tales como reservas totales, reservas probables y reservas posibles, que los lineamientos de la SEC prohíben estrictamente utilizar en sus reportes. Los inversionistas son invitados a considerar cuidadosamente la información revelada en la Forma 20-F, “File No. 0-99”, disponible en nuestro portal www.pemex.como en Marina Nacional 329 Piso 38 Col. Huasteca, Cd. de México, 11311 o en el (52 55) 1944 9700. Esta forma puede también obtenerla directamente de la SEC llamando al 1-800-SEC-0330.

• El EBITDA, el flujo libre de caja y el flujo libre de caja discrecional son medidas no contempladas en las Normas de Información Financiera (NIF).

Nota precautoria

http://www.pemex.com/

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Contenido

Principales aspectos 2006

Aspectos relevantes al 4º trimestre

Exploración y producción

Organismos industriales

Comercio internacional

Análisis financiero

Perspectivas 2007

Preguntas y respuestas

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EBITDA (1)

Ventas totales

Rendimiento antes de impuestos y derechos

Miles de millones de pesosMiles de millones

de dólares

Rendimiento (pérdida) neto

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

Principales aspectos financieros en 2006

Ene – Dic 2005

Ene – Dic 2006 Variación

Ene – Dic 2006

• Durante 2006 PEMEX obtuvo un rendimiento neto de Ps. 42.5 miles de millones, en comparación con una pérdida en 2005, como resultado de mayores precios de crudo de exportación y una disminución en impuestos, derechos y aprovechamientos.

627.0

782.0

1,058.1 10%

19%

26%

526.6

42.5(79.4)

622.9

966.3

100.3

121.9

159.2

91.8

57.6

3.9

71.9

97.2

Las cifras pueden no coincidir por redondeo.

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Principales aspectos operativos en 2006

Producción Miles de barriles diarios

Millones de pies cúbicos diarios

Miles de toneladas

Ene – Dic 2005

Ene – Dic 2006 Variación

• Crudo 3,256 -2%3,333 (78)

• Productos petroquímicos 10,96110,603 357 3%

El 27 de diciembre de 2006 se logró un nuevo máximo histórico en producción de gas natural con un volumen de 5,773 millones de pies cúbicos diarios.La disminución en la producción de crudo durante 2006 se debió principalmente a la disminución en la producción de Cantarell, pese al incremento en la producción de otros activos.

• Gas natural 5,356 11%4,818 538

• Hidrocarburos líquidos 3,691 -2%3,769 (77)


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966447

519 527

(8)

(2)

584627579

4791,058

43

(48)

Estado de resultados: rendimiento neto 2006

Miles de millones de pesos

Ventas Costos y gastos de operación

Rdto. de operación

CIF(1) y otros gastos (ingresos) netos

Rdto. antes de imptos., dros. y aprov.

Imptos., dros. y aprov.

Rdto. neto (pérdida)

Ene - Dic 2006

Ene - Dic 2005

(1) Costo Integral de Financiamiento.Las cifras pueden no coincidir por redondeo.

10% 7% 12% 19%

604

-3 %

• El incremento en el rendimiento neto se explica principalmente por un aumento en el precio del crudo de exportación y menores impuestos, derechos y aprovechamientos.

Efecto acum. nuevo pronun.

(79)

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Contenido







Perspectivas 2007


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EBITDA (1)

Ventas totales

Rendimiento antes de impuestos y derechos

Miles de millones de pesosMiles de millones

de dólares

Rendimiento (pérdida) neto

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

Principales aspectos financieros al 4º trimestre

Oct – Dic 2005

Oct – Dic 2006 Variación

Oct – Dic 2006

• En el 4T06 los ingresos antes de intereses, impuestos, depreciación y amortizaciones aumentaron a Ps. 151.6 mil millones.

114.5

151.6

236.2 -11%

18%

21%

97.4

(6.9)(76.3)

124.9

265.9

17.1

69.4

26.7

29.7

10.5

(0.6)

13.9

21.7

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Principales aspectos operativos al 4º trimestre

Producción Miles de barriles diarios excepto gas natural en millones de pies cúbicos diarios

Oct – Dic 2005

Oct – Dic 2006 Variación

• Crudo 3,104 -6%3,306 (202)

• Productos refinados 1,5261,522 4 0.3%

La disminución en la producción de crudo en el 4T06 se debió a la presencia de fenómenos metereológicos durante el mes de diciembre, a libranzas y a la disminución en la producción de Cantarell.

• Gas natural 5,565 13%4,928 636

• Hidrocarburos líquidos 3,508 -6%3,732 (224)

• Líquidos del gas natural 404426 (22) -5%


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Contenido







Perspectivas 2007


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Exploración y producción: crudoProducción Miles de barriles diarios

-6%

3,306 3,104

Ligero y súper-ligeroPesado

La producción total de crudo disminuyó 202 mil barriles diarios:

-La producción de crudo ligero y súper-ligero incrementó 4 y 18% respectivamente, por la terminación y reparación de pozos en los activos Litoral de Tabasco y Abkatún-Pol-Chuc de la Región Marina Suroeste.

-Esto fue contrarrestado por la disminución de 11% en la producción de crudo pesado generada por la presencia de fenómenos metereológicos durante diciembre, a libranzas, y a la declinación de Cantarell.

2,062

983 1,042

2,323

Oct – Dic2005

Oct – Dic2006

66%

30% 34%

70%

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Exploración y producción: gas natural

ProducciónMillones de pies cúbicos diarios 13%

4,9285,565

No asociadoAsociado

• La producción de gas natural aumentó 637 millones de pies cúbicos diarios:

- El incremento de gas no asociado fue resultado de la mayor producción en los campos Burgos y Veracruz de la Región Norte.

- El aumento de 5% en la producción de gas asociado se debió principalmente a la terminación y reparación de pozos en los campos Ixtal y Taratunich en la Región Marina Suroeste.


2,972 3,132

1,956 2,433

Oct – Dic2005

Oct – Dic2006

60% 56%

40% 44%

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• Conforme a lo programado, el número de pozos exploratorios disminuyó 41% debido a menor actividad en los proyectos Campeche Poniente, Delta del Bravo y Lankahuasa.

• Asimismo, el número de pozos de desarrollo se redujo en 11 comparado con el 4T05, debido a un menor número de pozos programados en los proyectos Veracruz, Ogario-Magallanes y Jujo-Tecominoacán.

Exploración y producción: perforaciónPozos terminadosNúmero de pozos perforados

181 161

Exploración

Desarrollo


159 148

1322

Oct – Dic2005

Oct – Dic2006

88% 92%

8%12%

-11%

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• Más de 900 millones de pies cúbicos diarios de gas natural.Objetivo de producción 2007

Principales características• El Proyecto Veracruz presenta el mayor crecimiento de producción de

gas del país, es el segundo proyecto más importante en términos de producción de gas no asociado.

• En 2001 producía 135 millones de pies cúbicos diarios, mientras que en diciembre de 2006 alcanzó un máximo histórico de producción de 861 millones de pies cúbicos diarios.

• La inversión 2008-2012 estimada es de alrededor de Ps. 19.5 miles de millones.

Veracruz

Actividades programadas en 2007• Adquisición de 1,024 km2 de sísmica 3D,• terminación de 17 pozos exploratorios y 18 pozos de desarrollo, y• reparación mayor a 18 pozos.

Actividades programadas en el periodo 2008-2012(1)

• Adquisición de 2,028 km2 de sísmica 3D,• terminación de 156 pozos exploratorios y 118 pozos de desarrollo, y• reparación mayor a 19 pozos.

Exploración y producción: Veracruz

(1) Existen factores fuera del control de PEMEX que podrían afectar la realización de las actividades programadas.

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Cantarell

Actividades programadas en 2007• Terminación de 27 pozos de desarrollo, de los cuales 7 serán

horizontales;• reparaciones mayores a 44 pozos;• habilitación de una planta eliminadora de nitrógeno; e• instalación de plantas desaladoras y deshidratadoras.

Actividades programadas para el periodo 2008-2012(1)

• Terminación de 38 pozos de desarrollo;• reparaciones mayores a 8 pozos, y• profundización de 2 pozos.

Exploración y producción: Cantarell

(1) Existen factores fuera del control de PEMEX que podrían afectar la realización de las actividades programadas.

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Contenido







Perspectivas 2007


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Organismos industriales: proceso de gas natural

Producción de líquidos de gas naturalMiles de barriles diarios

Proceso de gas en tierraMillones de pies cúbicos diarios

7%

Producción de gas secoMillones de pies cúbicos diarios

3,862 4,134

9%

3,183 3,482

-5%

• El aumento en el procesamiento de gas natural en tierra se debió a la mayor producción de gas húmedo dulce en Burgos y Veracruz.

426 404

DulceAmargo


Oct – Dic2005

Oct – Dic2006

3,124 3,089

1,045739

Oct – Dic2005

Oct – Dic2006

Oct – Dic2005

Oct – Dic2006

81% 75%

25%19%

19/36

Proceso de crudoMiles de barriles diarios

4%

1,236 1,283

Crudo pesado

Crudo ligero

Organismos industriales: refinación de crudo

El aumento de 4% en el procesamiento de crudo deriva principalmente del ciclo de mantenimientos programados durante el 4T05.

Durante el 4T06 la utilización de la capacidad de destilación primaria aumentó de 80% a 83%.

La proporción de crudo pesado procesado disminuyó como parte de la estrategia para maximizar la producción de diesel y gasolina, y minimizar la producción de combustóleo.


717 796

519 487

Oct – Dic2005

Oct – Dic2006

58% 62%

42% 38%

20/36

Organismos industriales: producción de refinadosProducción de refinados Miles de barriles diarios

1,522 1,526

Gasolinas(1)

DieselCombustóleoOtros(2)

Variación

0.3%

-9%3%

1%

(1) Incluye transferencias de la Cangrejera.(2) Incluye gas licuado de petróleo de Pemex – Gas y Petroquímica Básica y Pemex - Refinación, turbosina, parafinas, extracto de furfural y aeroflex.

La producción de refinados incrementó en 0.3% debido principalmente al mayor procesamiento de crudo ligero.

La producción de gasolina y diesel aumentó 5% y 3%, respectivamente.

El volumen de combustóleo disminuyó 9%.


412 417

327 336343 312

440 462

Oct – Dic2005

Oct – Dic2006

5%

27% 27%

21% 22%23% 21%

29% 30%

21/36

Organismos industriales: margen variable de refinación y franquicias

Margen variable de refinaciónDólares por barril

-56%

12.55.5

2005 2006

Número de franquiciasAl 31 de diciembre de

5%

7,172 7,554

La disminución en el margen fue resultado del mayor procesamiento de crudo ligero y del efecto que tuvieron los huracanes Rita y Katrina en el comportamiento de los precios durante el 4T05.

Al 31 de diciembre de 2006 el número de estaciones de servicio fue de 7,554.

Oct - Dic2005

Oct - Dic2006

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Oct - Dic2005

Oct - Dic2006

Producción de petroquímicos Miles de toneladas

• El incremento en la producción de petroquímicos en el cuarto trimestre de 2006 se debió principalmente a:

- Mayor producción de óxido de etileno y glicoles debido al mejor desempeño por el cambio de catalizador;

- mayor producción de amoniaco y anhídrido carbónico; y

- mayor producción de metanol.

Organismos industriales: producción de petroquímicos

Etileno

Amoniaco

Otros

2,250 2,327

2,644 2,741

Variación

4%2%

13%

3%

114130280 284


85% 85%

4% 5%11%10%

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Contenido







Perspectivas 2007


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Comercio Internacional: crudo

Volúmenes de exportación de crudo (1)

Miles de barriles diarios

-12%

1,888 1,663

Ligeros

Pesado

Precio promedio de la mezcla mexicana Dólares por barril: 45.6 48.6

Distribución de exportaciones100% = 1,663 Mbd

9%79%

10%

2%

Estados Unidos de América

Europa

Resto de América

Lejano Oriente

(1) A 60º F, no incluye maquila.Las cifras pueden no coincidir por redondeo.

1,508 1,373

289380

Oct - Dic2005

Oct - Dic2006

80% 83%

17%20%

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Comercio internacional: otros productos

Productos refinadosMiles de barriles diarios

Petroquímicos Miles de toneladas

Gas naturalMillones de pies cúbicos diarios

Exportaciones Importaciones

1%-7%

-4% -32%

24%

159 107

192 178

192 184

Oct - Dic2005

Oct - Dic2006

450 455

284 352

Oct - Dic2005

Oct - Dic2006

Fuente: PMI

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Contenido







Perspectivas 2007


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Exporta-ciones

Prod. ref. (sin. IEPS)

Gas nat.

Petroq. Crudo y condensados

Prod.ref.

Petroq.

Ventas en México Exportaciones

Ventas En Mexico(1)

Oct - Dic 2006

Oct - Dic 2005

(1) Incluye IEPS.Las cifras pueden no coincidir por redondeo.

0.5%

109.3 24.5 6.1 110.3 12.5 792

109.8 17.4 5.8 92.4 9.9 905

-11% -6%

250.7132.2

276.5139.7

136.8

118.4

-17% -29% -5% -16% -21% 14%

Estado de resultados: ventas

• Las ventas totales disminuyeron principalmente por menores ingresos por exportación de crudo y refinados.


265.9

236.2133.0

103.2

123.7

142.3

28/36Gastos de operación

Costo de lo vendido

Distribución Admon. Costo de la reserva laboral


Oct- Dic 2006

Oct – Dic 2005

Estado de resultados: costos y gastos de operación

+ +

+ +=

= 147.7 7.0 11.0(1)

105.5 6.9 16.5

13.3

17.8

-11% -22%

265.9165.7

236.2128.9

-29% -2% 34%


(1) La cifra no es comparable debido a ajustes contables en el 4T05 Las cifras pueden no coincidir por redondeo.

• La disminución en costos y gastos de operación se debió, principalmente, a menores costos por compras de productos.

29/36

Impuestos, derechos y apro-

vechamientos

Oct - Dic 2006

Oct- Dic 2005

Estado de resultados: impuestos, derechos y aprovechamientos

236.2121.4

-27%

• A partir del 1 de enero de 2006, las contribuciones de Pemex - Exploración y Producción quedaron establecidas en la Ley Federal de Derechos, mientras que las del resto de los Organismos Subsidiarios continúan establecidas en la Ley de Ingresos de la Federación.

• En el cuarto trimestre de 2006 la proporción de impuestos, derechos y aprovechamientos sobre ventas disminuyó de 63% a 51%.

63%

51%

Imptos., der. y aprov. como %

de ventas totales


265.9167.2

-11%

Ventas

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Estado de resultados: rendimiento neto



Rdto. de operación

CIF(1) y otros gastos (ingresos) netos

Rdto. antes de imptos., dros. y aprov.

Imptos., dros. y aprov.

Rdto. neto (pérdida)

Oct - Dic 2006

Oct - Dic 2005

(1) Costo Integral de Financiamiento.Las cifras pueden no coincidir por redondeo.

-11% -22 % 7 % 18%

(76.3)

2.9265.9

165.7

100.2 97.4

(6.9)

(7.2)236.2128.9

107.3 114.5 121.4

-27%

(6.5)

0

• La pérdida neta disminuyó de Ps. 76.3 a Ps. 6.9 miles de millones, principalmente por menores impuestos, derechos y aprovechamientos.

Efecto acum. nuevo pronun.

167.2

31/36

149

391 454

559 569

37-28

Dic 2005 Dic 2006

Activos

Circulante

Total activos:

Fijo

Otros

Variación

Deuda

Reserva laboral

Otros

Pasivo y patrimonio

Variación

Patrimonio:

Total pasivo + patrimonio:

Estado de la situación financiera

+125

+88

+40

-3

1,085 1,210

+10

+63

+65

1,085 +125

-13

1,210

Las cifras pueden no coincidir por redondeo


111 108

669 710

305 393

Dic 2005 Dic 2006

162

32/36

-12%

Deuda total y deuda neta

Deuda total

559 569

Largo plazo

Corto plazo

Variación

100% 100%

2%

93%

7%

89%

11%

-3%

Deuda neta


La deuda total aumentó Ps. 10 mil millones, principalmente por el incremento en la deuda de largo plazo con vencimientos menores a 12 meses

La deuda neta disminuyó Ps. 53 mil millones.


505

64

522

Dic 2005 Dic 2006

434381

Dic 2005 Dic 2006

70%37

33/36

Contenido







Perspectivas 2007


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Gasto de inversión y operación 2007

Gasto de inversión

Refinación

Gas y PetroquímicaBásica

Petroquímica

Total

Exploración y Producción

10%1%

88%

1%

Las cifras pueden no coincidir por redondeo

Gasto de operación

1.4

12.3

0.1

0.1

13.9

US$

10.4

Miles de millones de dólares

35/36

P&R• Las preguntas se pueden realizar

sólo vía telefónica.

• Favor de marcar +1 (706) 634-6687 código de confirmación 9720118

Sesión de preguntas y respuestas

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Contacto:Relación con Inversionistas

(52 55) 1944 [email protected]

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