Resultados preliminares 2011 · costo financiero del Resultado integral de financiamiento incluyen...

Resultados preliminares2011

Febrero 28, 2012

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 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.

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. Petróleos Mexicanos, 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 Durante 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

1.5

1.8

2.0

2.3

2.5

2.8

3.0

3.3

3.5

ene-10 abr-10 jul-10 oct-10 ene-11 abr-11 jul-11 oct-11

Precios de la Gasolina en EEUUUS$/Gal

Gasolina Regular Golfo

de México

Promedio 2010: 2.1Promedio 2011: 2.7

dic-11

Entorno 2011

4

60

70

80

90

100

110

120


Precios del CrudoUS$/barril

Brent

MezclaMexicana


dic-11

11.0

11.5

12.0

12.5

13.0

13.5

14.0

14.5


Tipo de CambioPs./US$


dic-11

Ene 1, 2011:12.3571

Dic 31, 2011:13.9904

2.5

3.5

4.5

5.5

6.5

7.5

8.5


Precios del GasUS$/MMBtu

Henry Hubb


dic-11

Principales aspectos del 2011

5

Los ingresos por ventas ascendieron a Ps. 1558.4 miles de millones, impulsados por la plataforma productiva y los precios internacionales de hidrocarburos. Los ingresos fueron aproximadamente 17% mayores al máximo histórico alcanzado en 2008 de Ps. 1,329 miles de millones.

La producción de crudo alcanzó 2,550 Mbd, manteniendo estable, por segundo año consecutivo, la producción de crudo.

PEMEX alcanzó una restitución de reservas probadas del 101.1% al 1 de enero de 2012.

El pago de impuestos que incrementó en 33.9%, alcanzó un máximo histórico de Ps. 876.0 miles de millones. Los impuestos fueron mayores en Ps. 104.3 miles de millones a los contribuidos en el máximo histórico anterior en 2008, de Ps. 771.7 miles de millones.

El EBITDA, que es un proxy de la capacidad de generación de flujo, registró un incremento de 29.4 % debido al incremento en ingresos.

En 2011, PEMEX registró una pérdida neta de Ps. 91.5 miles de millones como resultado de una pérdida cambiaria de Ps. 79.7 miles de millones, derivada de la depreciación del peso respecto al dólar y del pago de impuestos, que representó el 56.2% de los ingresos totales.

Contenido

6






- 300 600 900

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

1/2011 3/2011 5/2011 7/2011 9/2011 11/2011

Producción diaria 2011

Crudo pesado Crudo ligero Crudo superligero

Producción de crudo

7

Mbd

75%

25%

Marina Terrestre

• En 2011, externalidades como condiciones climatológicas adversas y la salida de operaciones de CNC generaron variaciones en la producción.

56% 56% 55% 55%

31% 31% 31% 32%

13% 13% 14% 13%

2,576

2,572 2,558 2,525 2,547

2,550

2010 1T11 2T11 3T11 4T11 2011

Pesado Ligero Superligero

+0.87%

Producción de crudo - Diversificación

8

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-LunaBJ: Bellota-Jujo

LT: Litoral de TabascoKMZ: Ku-Maloob-ZaapAPC: Abkatún-Pol-Chuc

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

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 a nivel nacional.

0

10

20

30

40

50

60

70

Producción Aceite Terciario del Golfo

Crudo pesado Crudo ligero

Mbd

Producción de Gas Natural

9

33%

67%

Marina Terrestre

• El aprovechamiento de gas natural ascendió a 97%.421

272 300 257 169

249

6.6%

4.4%5.1%

4.4%

3.0%

4.2%

2010 1T11 2T11 3T11 4T11 2011

Envío de gas a la atmósferaMMpcd

Envío de gas a la atmósfera(MMpcd)

Envío de gas a la atmósfera/ Total de gas producido

(1) No incluye nitrógeno.

63% 63% 63% 63%

37% 37% 37% 37%

6,337

6,167 5,937 5,838 5,717

5,913

2010 1T11 2T11 3T11 4T11 2011

Producción de gas natural1MMpcd

Asociado No asociado

Infraestructura de operación

10

111 111

19 17

130

111 115143 142

128

2010 1T11 2T11 3T11 4T11 2011

Equipos de perforación Promedio

Desarrollo Exploración Equipos de perforación

4,389 5,157

3,087 3,156

7,476

8,033 8,207 8,405 8,606

8,313

2010 1T11 2T11 3T11 4T11 2,011

Pozos en operación Promedio

Crudo Gas no asociado

10%

90%

Marinos En tierra

21%

79%

Exploración

Marinos En tierra

18%

82%

Desarrollo

Marinos En tierra

Exploración 2011

11

10%38%

52%90%

Sísmica 3D 2011

Aguas someras Aguas profundasÁrea Perdido Golfo de México

Principales descubrimientos del 1 de octubre al 31 de diciembre de 2011

Proyecto Pozo Era geológica Producción inicial Tipo de hidrocarburo

Crudo y condensados

(bd)

Gas (MMpcd)

Samaria-Luna Terra 1DL Jurásico Superior Kimmeridgiano 263.0 0.5 Aceite ligero

4T11Litoral de Tabasco Hokchi 101 Mioceno Medio 2,453.0 1.1 Aceite negro

Nen 1 Mioceno Superior 0.0 27.1 Gas seco

Litoral de Tabasco Kinbe-1 Jurásico Superior Kimmeridgiano 5,679.0 9.1 Aceite Ligero 3T11

Burgos Bocaxa-1 Eoceno144.0 1.5

Gas y Condensado

Burgos Bragado-1 Eoceno Jackson Medio 41.0 1.6 Gas Húmedo

2T11

Lindero-1 Oligoceno Medio Frío Marino 49.0 2.8 Gas Húmedo

Siroco-1 Eoceno Jackson Medio 47.0 2.1 Gas Húmedo

Holok-Temoa Piklis-1 Mioceno Inferior 90.2 18.2 Gas Húmedo

Litoral de Tabasco Xanab-101 Cretácico Superior-Medio 3,786.0 2.6 Aceite Ligero

Veracruz Chancarro-1 Mioceno Superior 6.1 Gas Seco

El Golpe-Puerto Ceiba Pareto-1 Jurásico Superior Kimmeridgiano

3,703.0 8.0 Aceite Ligero

1T11 Burgos Emergente-1 Cretácico Superior Eagle Ford 2.9 Gas seco

Pozo productor de aceite negro con un tirante de agua de 27 metros.

Cd. del CarmenFrontera

Citam

Sinan

AyinUech

KaxOch

YumKab

Chukua

KixHayabil

KopoChuhuk

Yaxche

TakinChuc

Pol

CaanEtkal

Xulum

Behelae

Sikil

Homol

Onel

Xanab‐101Amoca

NamacaYetic

Itla

BololNoxal

Lakach

Tabscoob

Lalail

Akpul

Poctli

Cox

Tecoalli

Coatzacoalcos

May

Xux‐1

Wiits‐1

Ichalkil‐1DL

Kuxtalil‐1

Hokchi‐101

Ayin‐2DL

Tsimin

Nen‐1

Kinbe‐1

Piklis‐1

Pareto‐1

Incremento significativo de la información sísmica adquirida,

particularmente en proyectos de aguas profundas.

103 11 1.0

4,177 50 2.5

1,109

6 1.8

1,580

31

1.4

1,879

100

5.6

360 26 -

Atún Arenque San AndrésTierra Blanca Pánuco Altamira

Volumen Original (MMbce)

Reservas 3P

(MMbce)

Producción Actual (Mbd)

9,208 224 12.3

2a Ronda de Contratos Integrales PEMEX identificó cerca de 22 campos maduros en la Región Norte, con alto potencial de recuperación.

Los campos se agruparon en 6 bloques: Altamira, Pánuco, Tierra Blanca, San Andrés, Arenque y Atún.

Los 6 bloques cuentan con recursos prospectivos de 1,672 Mmbce.

Campos Maduros - Región Norte

Altamira

Pánuco

Arenque

TierraBlanca

SanAndrés

Atún

Publicación de la convocatoria

19/01/12

Límite de venta de bases27/04/12

Periodo de precalificación

03/05/1225/05/12

Adjudicación19/06/12

Firma de contratos 20/06/1220/08/12

Reservas 3P al 1 de enero de 2012

13

Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMMbpce)

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

13.8

12.426.2

17.7

43.8

Probadas(1P)

Probables 2P Posibles 3P

Crudo:

Gas seco equivalente:

Condensados y líquidos de planta:

72% 69% 71% 68% 70%

18% 21% 19% 22% 20%

10% 10% 10% 10% 10%

Reservas probadas al 1 de enero de 2012

14

13.8 9.14.7

Probadas(1P)

Desarro-lladas

Nodesarro-lladas


Crudo:

Gas seco equivalente:

Condensados y líquidos de planta:

Desarrolladas

No desarrolladas


100% = 13.8

72% 74% 69%

18% 17% 20%

10% 9% 11%

Evolución de las reservas

15


A partir del año 2002 se adoptan los lineamientos de la SEC en reservas probadas

Reservas al 1 de enero de cada año


Reserva 1P:

Reserva 2P:

Reserva 3P:

13.8

28.8

43.1

20.1

37.0

50.0

18.9

34.9

48.0

17.6

33.5

46.9

16.5

32.3

46.4

15.5

30.8

45.4

14.7

29.9

44.5

14.3

28.8

43.6

14.0

28.2

43.1

13.8

26.2

43.8

23.5 21.9 20.1 18.9 17.6 16.5 15.5 14.7 14.3 14.0 13.8 13.8

21.3 20.817.0 16.0 15.8 15.8 15.3 15.1 14.5 14.2 15.0 12.4

11.3 10.3 13.013.1 13.4 14.2 14.6 14.6 14.7 14.8 14.3 17.7

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Posibles

Probables

Probadas56.253.0 50.0 48.0 46.9 46.4

43.145.4 44.5 43.6 43.1 43.8

Evolución de las reservas de crudo y gas natural

16


Posibles

Probables

Probadas

Reservas al 1 de enero de cada año

Reserva 1P:

Reserva 2P:

Reserva 3P:

Reservas de crudo

(MMMb)

16.8

37.5

61.2

17.3

38.2

61.3

Reservas de gas natural

(MMMMpc)

10.4

20.4

30.5

10.2

20.9

30.6

10.0

18.6

30.6

17.2

34.8

61.6

10.4 10.2 10.0

10.0 10.7 8.5

10.1 9.7 12.0

2010 2011 2012

16.8 17.3 17.2

20.7 20.9 17.6

23.7 23.0 26.8

2010 2011 2012

61.230.6 61.330.5 30.6 61.6

Cambio en las reservas 2011 - 2012

17


Millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce)

Al 1 de enero de cada año

Reserva

1P

13,796 1531,219 -1,358

13,810

Reserva

2P

28,809 399 -1,687-1,358

26,163

2011 Descubrimientos Desarrollos, revisiones y

delimitaciones

Producción 2012

Reserva

3P

43,074

1,461 660 -1,35843,837

Evolución de la tasa de restitución de reservas probadas

18

* Incluye: descubrimientos, delimitaciones, desarrollos y revisiones

26.4

41.050.3

71.8 77.185.8

101.1

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Tasa de restitución 1P*Por ciento

Al 1 de enero de cada año

Contenido

19






Proceso de crudo

20

744 733

440 433

1,161 1,168 1,158 1,179

1,362 1,327 1,319 1,304 1,315 1,316

2010 1T11 2T11 3T11 4T11 2011

Proceso de crudoMbd

Crudo pesado

Crudo ligero

Producción de petrolíferos

424 400

322 307

290 274

212 209

52 56

62 69

1,362

1,327 1,319 1,304 1,315

1,316

2010 1T11 2T11 3T11 4T11 2011

Producción de petrolíferosMt Otros

Turbosina

GLP

Diesel

Combustóleo

Gasolinas automotrices

1

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

Mejora del Desempeño Operativo

21

50%

30%

10%

10%

• La mayor parte del valor económico capturado proviene de Desarrollo.

230 Áreas de oportunidad

Desarrollo

Implementación

Implementación / con capital

Monitoreo

Beneficios Económicos

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

22

3,422 3,445

1,050 1,082

4,472

4,525 4,559 4,514 4,512

4,527

2010 1T11 2T11 3T11 4T11 2011

ProcesoMMpcd

Gas húmedo dulce

Gas húmedo amargo

3,618 3,677 3,703 3,689 3,697 3,692

331 340 345

330

320

334

300

315

330

345

360

3,200

3,400

3,600

3,800

2010 1T11 2T11 3T11 4T11 2011

Mbd

MM

pcd

ProducciónMMpcd

Gas seco deplantas (MMpcd)

Líquidos del gasnatural (Mbd) 1

(1) No incluye el proceso de condensados.

Producción de Petroquímicos

23

1

499 510

1,240 1,307

1,311 1,250

779 554

425 399

1,868 1,562

6,121

1,468

1,467

1,311

1,336

5,583

2010 1T11 2T11 3T11 4T11 2011

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

Contenido

24






Principales resultados financieros 2011

25

2010 2011

Variación

2010 2011

Miles de Millones de pesos

Miles de Millones de dólares

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 652.3 777.8 19.2% 52.8 55.6

Rendimiento de operación 548.0 681.4 24.3% 44.3 48.7

Rendimiento antes de Impuestos y derechos 609.2 784.5 28.8% 49.3 56.1

Impuestos y derechos 654.1 876.0 33.9% 53.0 62.6

Rendimiento (pérdida) neta (44.9) (91.5) (3.6) (6.5)

EBITDA1 831.9 1,076.8 29.4% 67.3 76.9

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

451,867 614,176

59,951

76,748 81,090

82,041 592,908

772,965

2010 2011

Otros

Petrolíferos

Crudo y condensados

587,109 679,614

68,732 65,848 28,013 33,736 683,853 779,198

2010 2011

Petroquímicos

Gas seco

Petrolíferos

1,282,064

1,558,42995,345

180,058 962

2010 Nacionales Exportación Ingresos por servicios

2011

Ventas totales

26

21.6%

30.4%

Ventas en el extranjeroVentas en México

13.9%

Ps. MM

Costo de Ventas, Gastos Generales y Resultado Integral de Financiamiento

27

19.5%

(704)

(11,969)

(78,968)(91,641)

2010 Rendimientofinanciero

Pérdida por variacióncambiaria

2011

Resultado integral de financiamiento

734,062

877,004( 7,875) 150,816

2010 Costo de ventas Gastos generales 2011

Efecto por Variación CambiariaMillones de pesos

(78,968)

2010 2011

USD 12.36 11.97 11.84 13.42 13.99

EUR 16.57 16.86 16.99 18.25 18.16

1T11 2T11 3T11 4T11

10,317

(693)

(49,161)

(19,264)

(58,801)

20,167

Impuestos y Derechos (flujo)

29

654,141

876,016770,720

221,730 145 (105,296)

2010 Derechossobre

hidrocarburos

Otrosimpuestos y

derechos

2011 IEPSacreditable

2011por pagar

Ps. MM

13.5%

293,768 263,462 293,591 382,443

474,334

580,629 582,855 677,256

771,702

546,633

654,141

876,016

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Evolución del Rendimiento Neto

30

(44,981)

276,365

121,622 (142,942)

(79,672)

(221,875)

(91,483)

2010 Ventas total Otrosingresos

Costos y gastosde operación

RIF Impuestos yderechos

20111

(1) Incluye la participación de subsidiarias y asociadas que no consolidan.(*) RIF: Resultado Integral de Financiamiento.

Factores Externos y Estructurales

Subsidio al gas LP

Costo de oportunidad de venta del gas LP en territorio nacional. Es el diferencial entre el precio de referencia internacional y el precio máximo al público fijado por decreto por el volumen vendido.

Calidad en gasolinas y

diesel

Paridad importación

diesel

Los costos de logística que no se reconocen en el diesel importado. Se mantienen precios de paridad.

El precio del productor no se ajusta al cambiar la calidad de los combustibles automotrices.

Total Amount2011

= 39,950

= 2,856

= 4,929

= 88,886Límite de deducibilidad

Es el monto de impuestos en exceso a cargo de PEP, que se genera al deducir el límite de deducibilidad establecido en el régimen fiscal vigente, en lugar de los costos reales.

Millones de pesos

Flujo de Efectivo Contable Consolidado 2011

32

(1) Antes de impuestos.(2) Excluye Contratos de Obra Pública Financiada.(3) Incluye un efecto de Ps. 1,087 millones por cambios en el valor del efectivo.

133,587

1,036,229

189,693 1,359,509

117,100

(152,119)

(33,381) (196,634)

(862,811)

Caja al inicio de2011

Recursosgenerados por la

operación

Actividades de

financiamiento

Flujodisponible

Pago de deuda Interesespagados

Inversiones Impuestos Caja al finalde 2011 3

2

2

Ps. MM

1

575,171 672,275 665,672 531,138

189,693 (152,119)

89,555 110,497

69,417 117,100 664,725

782,773 11,056

Deuda total2010

Actividadesde

financiamiento

Amortizaciones Pérdidacambiaria

Otros Deuda total2011

Efectivo yequivalentesde efectivo

Deuda neta2011

Deuda neta2010

2

A B CD,E F G

1.50%

2.50%

3.50%

4.50%

5.50%

Jan-11 Feb-11 Apr-11 Jun-11 Jul-11 Sep-11 Oct-11 Dec-11 Feb-12

Deuda Consolidada

33

17.8%

EmisiónMM Cupón Fecha de

emisión Vencimiento EmisiónMM Cupón Fecha de

emisión Vencimiento

A Ps. 10,000 TIIE28 + 21 pb 15-mar-11 2016 E 653.38 UDIS (Ps. 3,000) 3.55% 27-sep-11 2021

B USD$1,250 6.50% 25-may-11 2041 F USD$1,250 6.50% 12-oct-11 2041 reapertura

C USD$1,000 5.50% 20-jul-11 2021 G Ps. 10,000 7.65% 7-dic-11 2021D Ps. 7,000 TIIE28 + 24 pb 27-sep-11 2017

(1) Perdida cambiaria proveniente de la deuda(2) Incluye Ps. 9.6 miles de millones de Contratos de Obra Pública Financiada y Ps. 1.5 millones de intereses por pagar.

1

Bono de tesoro a 30 años

Bono de tesoro a 10 años

Ps. MM

39.6%

23.3%

18.7%

16.4%

1.9%

Mercados Internacionales Mercado Nacional

Créditos Bancarios ECAs

Otros

Fuente MontoMXN $MMM

MontoUSD $MMM

Mercados Internacionales 51 4.0

Dólares 38 3.0

Otros Mercados 13 1.0

Mercado Nacional 31 2.4

CEBURES 31 2.4

Créditos Bancarios* 24 1.9

Agencias de Crédito a la Exportación (ECAs) 20 1.6

Otros 3 0.2

Emisiones totales** 128.9 10.1

Pago de deuda 76.6 6

Endeudamiento neto** 52.3 4.1

Programa de Financiamientos 2012E

100% = 10.1 miles de millones de Dólares/128.9miles de millones de Pesos

34

Programa de Financiamientos Autorizado 2012

(*) No incluye líneas revolventes.(**) Monto máximo aprobado

Highlights 2011

35

Revenues from sales amounted to Ps. 1,558.4 billion, boosted by the production platform and

international prices of hydrocarbons. Revenues were approximately 17% above the record high reached

in 2008 of Ps. 1,329 billion.

Crude oil production totaled 2,550 Mbd, maintaining production stable for the second year in a row.

PEMEX reached a 1P reserves replacement rate of 101.1%, as of January 1, 2012.

Taxes paid increased 33.9%, recording a record high of Ps. 876.0 billion. Taxes and duties were greater

in Ps. 104.3 billion, as compared to the previous high in 2008 of Ps. 771.7 billion.

EBITDA, a proxy of cash flow, recorded an increase of 29.4% due to increased revenues.

During 2011, PEMEX recorded a net loss of Ps. 91.5 billion, primarily due to a foreign exchange loss of

Ps. 79.7 billion, caused by the depreciation of the Mexican peso against the U.S. dollar, as well as taxes

and duties, which represented 56.2% of total revenues.

Contenido

36






Relación con Inversionistas(+52 55) 1944 - [email protected]

Resultados preliminares 2011 · costo financiero del Resultado integral de financiamiento incluyen...

Documents

Transcript of Resultados preliminares 2011 · costo financiero del Resultado integral de financiamiento incluyen...