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Resultados al cuarto trimestre

de 2010

Marzo 1, 2011

2

Contenido

Principales aspectos del 4T10

Exploración y producción

Organismos industriales

Resultados financieros

Preguntas y respuestas

3

EBITDA(1)

Miles de millones de pesos Miles de millones de

dólares

Rendimiento (pérdida) neto

Principales aspectos financieros del 4T10

Variación

Ingresos totales por ventas y

servicios

Rendimiento antes de

impuestos y derechos

2009 2010 2010

Recursos generados por la

operación antes de

impuestos y derechos

311 343 32

92

11% 28

51 144 12

(65)

133

(2)

56%

49%

39 (26)

198 65 16

Ene.-Dic. Ene.-Dic. Variación Ene.-Dic.

Oct.-Dic. Oct.-Dic. Oct.-Dic.

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

Rendimiento de operación 70 132 62 11 88%

60%

691 7% 739 48 60

Ingresos totales por ventas y

servicios con IEPS 330 359 29 9% 29

4

Variación

Aspectos operativos: crudo

2010

Oct.-Dic.

2009

Oct.-Dic.

Crudo (Mbd)

2,583 2,552 -1% Producción -1% 30

1,315 1,055 Proceso -20% 260

1,236 1,497 Exportación 21% 261

70.26 77.75 Precio de la mezcla (U.S.$/b) 11% 7.49

5

Variación

Aspectos operativos: gasolinas automotrices

2010

Oct.-Dic.

2009

Oct.-Dic.

Gasolinas automotrices (Mbd)

463 380 Producción -18% 84

815 817 Ventas en México 2

346 441 Importación 27% 95

191.43 218.31 Gasolina regular de la CNGM (U.S.¢/gal) 14% 26.88

0.2%

6

Variación

Aspectos operativos: gas natural

2010

Oct.-Dic.

2009

Oct.-Dic.

Gas natural (MMpcd)

6,522 6,290 -1% Producción -4% 232

473 579 Importación 106

4.25 3.78 Referencia internacional (U.S.$/MMBtu) 0.48

3,249 3,253 Ventas en México 3 0.1%

-11%

22%

61 9 Exportación 52 -85%

13.04 12.42 Ps. por U.S.$ promedio 5% 0.62

3.2% 1.2% Apreciación (depreciación)

7

Contenido






8

Producción de crudo por tipo

2010

Oct.-Dic.

2009

Oct.-Dic.

2,583 Mbd 2,552 Mbd

9

487 446

4T09 4T10

-3.6%

Asociado

No asociado

Producción de gas natural y envío a la atmósfera

Producción de gas hidrocarburo (1)

Millones de pies

cúbicos diarios

Envío de gas hidrocarburo a la atmósfera (1)

Millones de pies cúbicos diarios

6,522 6,290 -8.3%

Asociado

No asociado

(1) No incluye nitrógeno.

10

0.02

7.04

1.00

1.10

1.11

0.27

16.90

Tilapia-1

Rabel-1

Bricol-2DL

Naguin-1

Brillante-1

Guaricho-501

Tsimin-1DL3,820.0

442.0

1,603.0

300.0

1,917.0

110.0

3.50

1.98

1.70

Monclova-1001

Rusco-101

Jaraguay

Gas seco(MMpcd)

Burgos Gas húmedo(MMpcd)

Aceite superligero (bd)

Proyecto Gasto inicial Pozo

Poza Rica-Altamira

Bellota-Jujo

Descubrimientos

Veracruz

Aceite ligero (bd)

Cinco

Presidentes

Litoral Tabasco

11

Áreas de oportunidad de exploración y producción

Contratos

Integrales para

E&P

Contenido de

N2 en el gas

húmedo

• Primera ronda: Santuario, Carrizo y Magallanes en la Región Sur.

• Producción actual de 14 Mbd.

• Durante el 3T11 se tendrán los resultados.

Declinación de

Cantarell

Aceite Terciario

del Golfo

• Mantenimiento de la reinyección de gas amargo a yacimientos;

• Segregar corrientes de pozos con alto contenido de N2; y

• construcción de dos plantas recuperadoras de N2.

• Se logró estabilizar la producción.

• La producción del Activo Integral Cantarell durante 2010 fue de

558 Mbd.

• Resultados a la fecha de los laboratorios de campo:

Inyección de agua

Mejores prácticas operativas

Perforación horizontal y fracturas

12

Contenido






13

-23.8%

Miles de barriles diarios

Crudo ligero

Crudo pesado

Proceso de crudo

-19.8%

1,315

1,055

Crudo ligero

Crudo pesado

-13.4%

14


Producción de petrolíferos

1,489

1,229

Diesel

Combustóleo

GLP

Gasolinas

Otros

15

Dulce

Proceso de gas natural


Amargo

Proceso de gas natural, producción de gas seco y de

líquidos del gas natural

-2.4%

4,491 4,383

Producción de gas seco


Producción de líquidos de gas natural


-1.9%

371 376

4T09 4T10

1.3%

Dulce

Amargo

16

Áreas de oportunidad de organismos industriales

(1/2)

Confiabilidad

operacional del

SNR

• Programa de mejora de desempeño operativo para

incrementar la confiabilidad operacional y revertir los

resultados negativos del SNR.

• Se estima obtener un incremento en el margen variable de

refinación de entre U.S.$2.0 y U.S.$2.5 por barril en los

próximos 30 meses.

• La ejecución del programa se hará por etapas (i) Madero y

Salina Cruz, (ii) Cadereyta y Tula, y (iii) Minatitlán y

Salamanca.

Reconfiguración

de Minatitlán

• Durante 2010 inició el arranque del primer bloque de

plantas asociadas a la reconfiguración de Minatitlán.

• El arranque del segundo bloque de plantas se tiene

programada en marzo de 2011 y la operación ya completa

durante el segundo trimestre de 2011.

17

Áreas de oportunidad de organismos industriales

(2/2)

Calidad

del gas

• Control de la concentración de N2 en el gas a proceso

• Modificación de la planta criogénica II Ciudad Pemex

• Control del contenido de licuables mediante plantas de control

de licuables en el Activo Integral Veracruz

• Monitoreo y seguimiento a los parámetros de calidad

Cadenas

rentables

• Optimización de la línea de aromáticos.

• Reinicio de operación de la planta de acrilonitrilo en el

Complejo Morelos mediante importación de propileno grado

polímero.

18

Seguridad industrial y protección ambiental

72.5%

Índice de frecuencia

Accidentes incapacitantes/ MMhh

Índice de gravedad

Días perdidos/ MMhh

79.4%

19

Contenido






20

En México Exportación

Miles de millones de pesos

Ingresos

totales con

IEPS

En México Exporta-

ción

Petro-

líferos Petroq.

Crudo Petro-

líferos

Petroq. Gas

seco

Oct.- Dic.

2009

Oct.- Dic.

2010

Estado de resultados: ingresos totales por ventas y

servicios

12.9% 8.7% 5.6%

-28.8% -7.1% 6.5% 13.9% 21.4% 41.4%

21


Gastos

generales

Costo de

ventas Costo neto

beneficios

empleados

Ingresos

totales con

IEPS

Costos y

gastos de

operación

+ =

Oct.- Dic.

2009

Oct.- Dic.

2010

Depreciación

y

amortización

-13.1% -5.7% -12.2% 8.7% -22.0% 85.8%

Estado de resultados: costos y gastos de operación

22


Pérdida

neta

4T09

Pérdida

neta

4T10

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 con

IEPS

(65.1)

(26.0)

28.9

29.2

3.2 (9.0)

(12.4)

Evolución del rendimiento neto

23

Estado de flujo de efectivo: fuentes y usos de

recursos

160

739

236

1,135

(185)

(191)

(623)

134

Caja al iniciodel año

Recursosgenrados por la

operaciónantes de

impuestos yderechos

Emisión dedeuda

Total Amortizaciones Inversiones Impuestos Caja al final delperíodo


24

5.2% Deuda total

Deuda neta Miles de millones de pesos al 30 de septiembre de:

Largo plazo

Corto plazo

632 665

12.5%

Largo plazo

Corto plazo

Deuda total y deuda neta

472 531

2009 2010

25

• El monto esperado de deuda a recaudar en 2011 es de alrededor de U.S. $8.0 miles de millones.

• El endeudamiento neto se espera esté por debajo de U.S.$1.5 miles de millones.

• Para su programa de financiamientos 2011, PEMEX pretende realizar solamente una emisión en

dólares y un número reducido de transacciones en otras monedas, dependiendo de las condiciones

que se observen en los mercados.

100% = 8.0 miles de millones

de dólares Fuente

Monto

(U.S.$MMM)

Mercados Internacionales 3.0

Dólares 2.0

Otros mercados/divisas 1.0

Mercado Nacional 1.5

CEBURES 1.5

Créditos Bancarios 1.0

Agencias de Crédito a la Exportación

(ECAs) 1.5

Otros 1.0

Financiamiento Contratistas 1.0

TOTAL 8.0

Programa de financiamientos 2011

26

Contenido






27

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 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 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 31 de

diciembre de 2010 de Ps. 12.3571 = US$ 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 (1/3)

28


y nota (2/3)

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

Las 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 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.

http://www.pemex.com/

29


y nota (3/3)

Licitaciones

Sólo se presentan fallos de licitaciones ocurridos del 1 de octubre al 31 de diciembre de 2010. 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.

http://www.compranet.gob.mx/

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

http://www.sec.gov/

30

Relación con Inversionistas

(+52 55) 1944 - 9700

[email protected]

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