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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
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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
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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.
6/36
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)
Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
7/36
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
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 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
10/36
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%
Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
11/36
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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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%
13/36
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.
Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
2,972 3,132
1,956 2,433
Oct – Dic2005
Oct – Dic2006
60% 56%
40% 44%
14/36
• 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
Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
159 148
1322
Oct – Dic2005
Oct – Dic2006
88% 92%
8%12%
-11%
15/36
• 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
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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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
Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
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.
Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
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%.
Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
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
22/36
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
Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
85% 85%
4% 5%11%10%
23/36
Contenido
Principales aspectos 2006
Aspectos relevantes al 4º trimestre
Exploración y producción
Organismos industriales
Comercio internacional
Análisis financiero
Perspectivas 2007
Preguntas y respuestas
24/36
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%
25/36
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
Principales aspectos 2006
Aspectos relevantes al 4º trimestre
Exploración y producción
Organismos industriales
Comercio internacional
Análisis financiero
Perspectivas 2007
Preguntas y respuestas
27/36
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.
Miles de millones de pesos
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
Ventas Costos y gastos de operación
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%
Miles de millones de pesos
(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
Miles de millones de pesos
265.9167.2
-11%
Ventas
30/36
Estado de resultados: rendimiento neto
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)
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
Miles de millones de pesos
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
Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
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.
Miles de millones de pesos
505
64
522
Dic 2005 Dic 2006
434381
Dic 2005 Dic 2006
70%37
33/36
Contenido
Principales aspectos 2006
Aspectos relevantes al 4º trimestre
Exploración y producción
Organismos industriales
Comercio internacional
Análisis financiero
Perspectivas 2007
Preguntas y respuestas
34/36
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
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