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Contenido
Principales aspectos del 4T09
Exploración y producción
Organismos industriales
Comercio internacional
Resultados financieros
Otros aspectos relevantes
Preguntas y respuestasPreguntas y respuestas
2
Principales aspectos financieros del 4T09
Miles de millones de pesosMiles de millones
de dólares(2)
Variación2008 2009Oct - Dic Oct - Dic
2009Oct - Dic
Ventas totales
Rendimiento antes de
264.0 314.8 50.8 19.2% 24.1
2008 2009 2009
Rendimiento (pérdida) neto
553.9%Rendimiento antes de impuestos y derechos
(31.0) 140.7 171.7 10.8
(117.6) (16.6) 101.0 (1.3) 85.9%
EBITDA(1) 110.4 181.2 70.8 64.2% 13.9
La reducción de la pérdida neta de Ps. 101.0 miles de millones se debió principalmente a (i) mayores ventas de crudo de exportación por el incremento en el precio promedio de la mezcla mexicana de exportación y (ii) a un efecto favorable en la utilidad cambiaria por la apreciación del peso respecto al dólar
3
(1)Ingresos antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización. Excluye IEPS. (2)Para fines de referencia, las conversiones cambiarias de pesos a dólares de los E.U.A. se han realizado al tipo de cambio
promedio del 4T09 de Ps. 13.0743 = US$1.00.Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
peso respecto al dólar.
Principales aspectos operativos del 4T09
Producción
Miles de barriles diarios, excepto gas natural en millones de pies cúbicos diarios
Variación2008 2009Oct - Dic Oct - Dic
– Crudo
• Hidrocarburos líquidos
2 729 2 583 (146) -5 3%
3,088 2,953 (135) -4.4%
– Crudo
• Gas natural
2,729 2,583 (146) -5.3%
7,260 7,009 (251) -3.5%
• Petrolíferos 1,482 1,545 64 4.3%
La producción promedio de crudo se ubicó en 2.6 MMbd, lo que representa una disminución de 5.3% como resultado de la declinación del proyecto Cantarell, parcialmente compensada por un incremento de 10 2% en la producción del proyecto Ku-
4Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
parcialmente compensada por un incremento de 10.2% en la producción del proyecto KuMaloob-Zaap.
Contenido
Principales aspectos del 4T09
Exploración y producción
Organismos industriales
Comercio internacional
Resultados financieros
Otros aspectos relevantes
Preguntas y respuestasPreguntas y respuestas
5
Exploración y producción: exploración
Adquisición de información sísmica
5795,315
Principales descubrimientos 4T de 2009
Producción inicial
4,4306,436
4T08 4T09
Proyecto Pozo Crudo(Mbd)
Gas (MMpcd)
Crudo Ligero Marino Xux-1 5.4 24.9
4T08 4T093D (km ) 2D (km)
• La disminución en sísmica 2D se explica ó
2
Marino
Ku-Maloob-Zaap Chapabil-1 2.1 1.0
Bellota-Chinchorro Madrefil-1 5.8 7.6
principalmente a que no se adquirió información en el Golfo de México Profundo, debido a la falta de disponibilidad de barcos para tal efecto
Chinchorro
Holok-Temoa Leek-1 0.3 22.5
Delta del Grijalva Terra-1 7.9 22.3
efecto.
• Por su parte la mayor actividad sísmica 3D se debe a mayor actividad en los proyectos de Burgos y Veracruz, así
Burgos Cali-201 0.22 15.9
Trapiche-1 0.04 4.2
Cougar-1 - 7.9
6
proyectos de Burgos y Veracruz, así como en el proyecto ATG, para optimizar el desarrollo de sus campos.
Veracruz Cervelo-1A - 5.2
Exploración y producción: crudo
Producción Miles de barriles diarios
La producción de crudo disminuyó -5.3%
1,047 1,111
La producción de crudo disminuyó 146 Mbd:
- Los volúmenes de crudo pesado disminuyeron 12.4%, como
2,729 2,583
1,681 1,472
,resultado de la declinación del proyecto Cantarell, compensado parcialmente por un incremento del 10.2% en el proyecto KMZ.
38% 43%
- La producción de crudo ligero y superligero aumentó principalmente por la terminación de pozos en el
Ligero y superligero
62% 57%
Oct - Dic 2008 Oct - Dic 2009
terminación de pozos en el proyecto Delta del Grijalva y Costero Terrestre de la Región Sur, así como en el proyecto Crudo Ligero Marino de la
Pesado
p g
7
Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
gRegión Marina Suroeste.
Exploración y producción: gas natural
3 5%
Producción (1)
Millones de pies cúbicos diarios
-3.5%
2,550 2 587
7,260 7,009 • La producción de gas natural
disminuyó 251 MMpcd debido a unareducción de 289 MMpcd de gas asociado con alto contenido de
4,711 4,422
, 2,587 asociado, con alto contenido de nitrógeno, como resultado de administrar la explotación en la zona de transición del proyecto Cantarell.
35% 37%No asociado• En contraste, el gas no asociado
aumentó 1.5% como resultado de la t i ió d l
65% 63%
Oct - Dic 2008 Oct - Dic 2009
Asociado terminación de pozos en el proyecto Burgos de la Región Norte.
8
Oct - Dic 2008 Oct - Dic 2009
(1) Incluye nitrógenoLas cifras pueden no coincidir por redondeo.
Exploración y producción: perforación
Número de pozos terminados
40.2%
2217293 209
186276
Los pozos de desarrollo fueron 276, un incremento de 89 debido
187
11% 6%Exploración
,esencialmente a mayor actividad en el proyecto ATG.
89% 94%
Oct - Dic 2008 Oct - Dic 2009
Desarrollo
9
Oct - Dic 2008 Oct - Dic 2009
Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
Exploración y producción: avances
Avances en el cuarto trimestre de 2009
• Terminación de cuatro pozos de desarrollo, • Reparación mayor de 20 pozos y reparación menor de 13 pozos, e
Cantarell
p y p y p p ,• Instalación de tres plataformas recuperadoras de pozos tipo tetrápodo, Akal-
TGP2, TR y Akal-MA.• Para el campo Akal-Nohoch, se mantiene al cierre de 2009 una declinación del
12%.
• Terminación de tres pozos de desarrollo,• Reparación mayor a 8 pozos y menor a 14 pozos, • Instalación de la plataforma de producción PB-Ku-H,
KMZ
p p• Instalación del oleogasoducto de 24 pulgadas y 2.1 km de las plataforma de
perforación Maloob-C a PB-Ku-H, e• Instalación del gasoducto de bombeo neumático de 12 pulgadas y 0.5 km para la
interconexión de la línea KMZ-22 a Maloob-C.
• Terminación de 128 pozos de desarrollo,• Reparación mayor de 50 pozos y reparación menor de 114 pozos, yATG
• La máxima producción se alcanzó el 29 de diciembre con 881 MBPD
10
Reparación mayor de 50 pozos y reparación menor de 114 pozos, y• Creación de los laboratorios de campo.
Exploración y producción: avances en Cantarell
700
750
800
150
155
160
165
Las acciones que se realizan en el campo Akal, inciden en su comportamiento dinámico
• Reducción de la declinación del campo Akal del 38% en 1S09 a 12% en 2S09500
550
600
650
Qo (
MB
PD
)
130
135
140
145
No. P
ozos
Act
ivos
38%
12% en 2S09
• Mantenimiento de la producción
400
450
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Año 2009
115
120
125
Qo (MBPD)Número de Pozos Operando
12%
4800
39815 39845 39875 39906 39936 39967 39997 40027 40058 40088 40119 40149
170
• Incremento de la presión del yacimiento en la zona de gas
• La productividad por pozo se ha 4000
4200
4400
4600
150
155
160
165
D/
Po
zo
)
vo
s La productividad por pozo se ha logrado mantener desde julio de 2009
3200
3400
3600
3800
130
135
140
145
Qo
(N
orm
aliza
da
BP
D
No
. P
ozo
s A
cti
v
0%
11
2800
3000
3200
120
125
130
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Numero de Pozos Activos Qo Normalizada AKAL
Exploración y producción: avances
Avances en el cuarto trimestre de 2009
• Terminación de cuatro pozos de desarrollo, • Reparación mayor de 20 pozos y reparación menor de 13 pozos, ep y p y p p ,• Instalación de tres plataformas recuperadoras de pozos tipo tetrápodo, Akal-
TGP2, TR y Akal-MA.• Para el campo Akal-Nohoch, se mantiene al cierre de 2009 una declinación del
12%.
Cantarell
• Terminación de tres pozos de desarrollo,• Reparación mayor a 8 pozos y menor a 14 pozos, • Instalación de la plataforma de producción PB-Ku-H,p p ,• Instalación del oleogasoducto de 24 pulgadas y 2.1 km de las plataforma de
perforación Maloob-C a PB-Ku-H, e• Instalación del gasoducto de bombeo neumático de 12 pulgadas y 0.5 km para la
interconexión de la línea KMZ-22 a Maloob-C.
KMZ
• Terminación de 128 pozos de desarrollo,• Reparación mayor de 50 pozos y reparación menor de 114 pozos, y
• La máxima producción se alcanzó el 29 de diciembre con 881 MBPD
ATG
12
Reparación mayor de 50 pozos y reparación menor de 114 pozos, y• Creación de los laboratorios de campo.
Exploración y producción: avances en el proyecto Aceite Terciario del Golfo
Otras actividadesLaboratorios de campoEstrategias de acción
• Concentración en la generación
Asignación de10km2 para cada contratista para desarrollar el área
• Concentración en la generación de valor
• Mejora en la productividad de los pozos
•Recuperación mejorada
•Reducción de costos
• Administración de la declinación
13
Exploración y producción: avances en el proyecto Aceite Terciario del Golfo
PerforaciónPozos
108107
Total: 794 Total: 505
43 44 51 51 5061
5371 73
82107
58 5463
5539
3040 34 34 34 35 29
• Cambio de estrategia a terminación vs. perforación
Terminación
• Pozos horizontales
Número • Diseño de fractura de pozos
• Reducción de costos64 6071 74 79 77
70 6856
Total: 426 Total: 688
23 26 2131 29
47
2532
43
25
5646
40 37 35 35
14
201012009(1) Estimado
E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N D
Exploración y producción: avances en el proyecto Aceite Terciario del Golfo
717Sísmica 3D (Km2)
60
Producción de crudoMbd
Pozos perforados
Plataformas de perforación
505
112
20
40
Promedio= 47.8 Mbd
Real 2009 29.5 Mbd
Pozos terminados
Pozos f d
688
1,396
0ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
Producción de gasMMpcd
ENE ------------------------------------------------------------------------ DIC
fracturados
Mantenimiento a pozos
Bombeo
364
617
,
60
90
120
p
Promedio= 88.0 MMpcd
neumático617
CAPEX (Ps.) 20,7640
30
60
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
Real 2009 78.8 MMpcd
ENE ------------------------------------------------------------------------ DIC
15
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Principales aspectos del 4T09
Exploración y producción
Organismos industriales
Comercio internacional
Resultados financieros
Otros aspectos relevantes
Preguntas y respuestasPreguntas y respuestas
16
Organismos industriales: refinación de crudo
5.3%
Proceso de crudo Miles de barriles diarios
471 498
• El proceso total de crudo aumentó 5.3% debido a menormantenimiento, en línea con el programa de mantenimiento de
1,249 1,315
778 817
programa de mantenimiento de plantas en el Sistema Nacional de Refinación (SNR).
• El proceso de crudo ligero y
38% 38%
p g ycrudo pesado aumentó 5.0% y 5.7%, respectivamente.
• La capacidad utilizada de ó óCrudo pesado
62% 62%
Oct Dic 2008 Oct Dic 2009
Crudo ligero
destilación incrementó a 86.0%, 4.0 puntos porcentuales más que en el 4T08.
Crudo pesado
17
Oct - Dic 2008 Oct - Dic 2009
Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
Organismos industriales: proceso de gas natural
6 0%5.5%
Proceso de gas en tierra Millones de pies cúbicos diarios
Producción de gas secoMillones de pies cúbicos diarios
6.0%
993 1,0883,448 3,639
4,236 4,491
3,243 3,403
993 1,088
Oct - Dic 2008 Oct - Dic 2009
Producción de líquidos de gas naturalProducción de líquidos de gas naturalMiles de barriles diarios
23% 24%
3.1%
359 370Dulce
77% 76%
23% 24%
Amargo
18
Oct - Dic 2008 Oct - Dic 2009
Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
Oct - Dic 2008 Oct - Dic 2009
Organismos industriales: petrolíferos
Producción de petrolíferos Miles de barriles diarios Variación
1,482 1,545
4.3%
295 346
335 338
1,482 1,545
0.9%
17.3%
396 398
455 464La producción total aumentó 63 Mbdprincipalmente por mayor
0.5%
2.0%
Diesel
CombustóleoOtros(2)
p p p yproducción de combustóleo.
27% 26%20% 22%23% 22%
31% 30%Otros(2)
Gasolinas(1) Oct - Dic 2008 Oct - Dic 2009
19
(1) Incluye transferencias del complejo petroquímico La Cangrejera.(2) Incluye GLP y gas natural de Pemex-Gas y Petroquímica Básica y de Pemex-Refinación, turbosina, parafinas, extracto de furfural
y aeroflex.Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
Organismos industriales: margen variable de refinación y franquicias
Margen variable de refinaciónDólares por barril
Número de franquiciasAl 31 de diciembre de
5.4%-30.9%
8 351 8 8031.612.33
Ene - Dic 2008 Ene - Dic 2009 2008 2009
8,351 8,803
La reducción se debe al comportamiento de los precios del crudo y de los petrolíferos en el mercado internacional.
Al 31 de diciembre de 2009 el número de estaciones de servicio fue 8,803.
20
p ,
Organismos industriales: petroquímicos
Producción neta de petroquímicos(1)
Miles de toneladasVariación
-23.5%
La disminución en la producción se debió principalmente a:
920 703 8
18184 125.0%
- trabajos de mantenimiento programados en las plantas asociadas a la elaboración
728510
175 -4.9%
-29 9%
Etileno
de aromáticos y derivados del metano; y
- problemas técnicos en la
29.9%
1% 2%
20% 25%Etileno
Otros
- problemas técnicos en la planta Amoniaco VI.Amoniaco 79% 73%
25%
Oct - Dic 2008 Oct - Dic 2009
21
(1) Incluye refinados.Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
Oct - Dic 2008 Oct - Dic 2009
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Organismos industriales
Comercio internacional
Resultados financieros
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22
Comercio internacional: crudo
Distribución de exportaciones100% =1,249 Mbd
-12.0%
Volúmenes de exportación de crudo (1)
Miles de barriles diarios
Estados Unidos
171 84%
1,420 de América
1,249
1,2491,040
2092%
9%5%
Resto de América
Europa
88% 83%
12% 17%LigerosPesado
Europa
Lejano Oriente
83%
Oct - Dic 2008 Oct - Dic 2009
Pesado
Precio promedio de 0 3
23
(1) A 60º F. Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
Precio promedio de la mezcla mexicana(US$ por barril):
70.3745.74
Comercio internacional: otros productos
G l
Exportaciones Importaciones
-69.0% 19.1%
Gas natural secoMillones de pies cúbicos diarios
198
61 397 473
8.3% -3.1%
206 223547 530
PetrolíferosMiles de barriles diarios
178Petroquímicos
30.5%163.2%
24
76201
Oct - Dic 2008 Oct - Dic 2009
137 178
Oct - Dic 2008 Oct - Dic 2009
Miles de toneladas
Fuente: PMI ® excepto gas natural seco.
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25
Estado de resultados: ventas
En el país
160.4
De exportaciónMiles de millones de pesos
132.9 5.8 88.3 0.2 14.0 21.7 102.5
264.0
Oct - Dic2008
1.3% 47.5% -25.8% 76.8%42.5% 204.3%5.5% 6.6%
2008
19.2%
140.2 6.2 16.1 125.8 24.7 0.6 162.4
314.8
Ventas(1) En el país
De exporta
Petro-líferos
Petroq. Crudo, gas y condens
Petro-líferos
Petroq.
140.2 6.2
Gas nat. seco
16.1 125.8 24.7 0.6 3 .8
151.1Oct - Dic
2009
26
(1) Incluye ingresos por servicios.Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
país exporta-ción
ados
Estado de resultados: costos y gastos de operación
Miles de millones de pesos
+ +213 0 11 7 20 6 242.8
245 3 28.7
Oct - Dic2008
+ += 213.0 11.7 20.6 264.0
245.3
22 7% 30 8% 12 2%200820.1%
22.7% 30.8% -12.2%19.2%
33.1
314.8
+ += 164.8 8.1 23.1 314.8
195.9
Gastos generales
Costo de ventas
Distrib. Admón. Costo neto de beneficios a empleados
Ventas Costos y gastos de operación
Oct - Dic2009
27
Gastos generalesventas empleadosoperación
Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
Estado de resultados: rendimiento neto
Miles de millones de pesos
35.7
(85.4)18.8
(31.0)
( )
(86.6)(117.6)Oct - Dic
2008
533.2% -57.4% 107.7% 85.9%553.9% -81.5%
140.7 (157.3)
6.6
118.915.2
Oct - Dic2009
RIF(2) Rdto. antes de imptos., d
Imptos., der. y
Rdto. de operación
Rdto. neto (pérdida)
+ Otros ingresos (gastos
+ = - =
(16.6)2009
28
der. y aprov. aprov.
(1) Incluye participación en los resultados de subsidiarias y asociadas.(2) Resultado Integral de Financiamiento.Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
(gnetos)(1)
Estado de situación financiera
Activos Pasivo y patrimonio
Miles de millones de pesos
Variación Variación
Total: Total:1,237 1,381 1,237 1,381 11.6%11.6%
364398
DeudaCircu-lante 7.7%
587
632
9.3%
845 968Fijo
Reserva l b l
587
57614.5%
27 15
845Fijo
Otros
laboral
Otros
P t i
16.4%
128 191
495576
-44.4% 49.2%
29
Dic 08 Dic 09
Otros Patri-monio:
Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
27 (18)Dic 08 Dic 09
Deuda total y deuda neta
64%
Deuda total Deuda neta
Miles de millones de pesos
6.6%7.7%
91.2 102.6 472 5 503.7
631.9 586.7
495.5 529.3
472.5 503.7
Dic 08 Dic 09C • La deuda neta total aumentó 6.6%,
a Ps. 503.7 miles de millones, equivalente a US$38.6 miles de millones.Largo
Corto plazo
16% 16% llo es.
• La deuda total aumentó 7.7%, a Ps.631.9 miles de millones, equivalente a US$48.4 miles de
plazo
84% 84%
30
(1) Para fines de referencia, las conversiones cambiarias de pesos a dólares de los EUA se han realizado al tipo de cambio del 31 de diciembre de 2009 de Ps. 13.0587 = US$1.00.
Nota: Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
q $millones.(1)Dic 08 Dic 09
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31
Nombramientos
Coordinación de la Dirección General
• El 29 de octubre de 2009 el Director General de PEMEX nombró a Homero Niño de Rivera Vela como Coordinador Ejecutivo de la Dirección General.
Dirección General de Pemex-Refinación
• El 28 de diciembre de 2009 el presidente Felipe Calderón Hinojosa designó a Miguel Tame Domínguez como Director General de Pemex-Refinación.
• El 4 de enero de 2010 el presidente Felipe Calderón Hinojosa designó a Jordy Herrera Flores como Director General de Pemex-Gas y Petroquímica Básica.
Dirección General de Pemex-Gas y Petroquímica
Básica
• Esteban Levin Balcells, como Director Corporativo de Administración;Consejo de
Administración
Administración
25 de enerode 2010
Cambios en Di ió
Tecnología de i f ió
Finanzas
• Mauricio Abraham Galán Ramírez como Director
• Carlos Treviño Medina, como Director Corporativo de Finanzas; y
32
Dirección Corporativa de:
información y Procesos de
Negocio
• Mauricio Abraham Galán Ramírez, como Director Corporativo de Tecnología de Información y Procesos de Negocio.
Eliminación de PIDIREGAS
• Oferta pública de intercambio de títulos emitidos por el Fideicomiso F/163 por títulos emitidos por Petróleos Mexicanos.
• Los tenedores de títulos emitidos por el Master Trust acordaron que Petróleos p qMexicanos asumiera las obligaciones del Master Trust, de conformidad con los términos y condiciones establecidos en la documentación de las emisiones.
• Los términos y condiciones de los títulos emitidos por el Fideicomiso F/163 y el y p yMaster Trust no se modificaron.
33
Emisiones recientes
• Durante el cuarto trimestre de 2009, Petróleos Mexicanos obtuvo US$594 millones de líneas de crédito garantizadas por Agencias de Crédito a la Exportación
Líneasde
crédito
• El 28 de enero de 2010, Petróleos Mexicanos emitió bonos por US$1.0 mil millones con vencimiento en 2020 y cupón semestral de 6.0%.
Exportación.crédito
• El 4 de febrero de 2010 , Petróleos Mexicanos emitió Certificados Bursátiles por aproximadamente Ps.15 mil millones en tres tramos:
• aproximadamente Ps. 8.0 miles de millones con vencimiento en 2015 Mercado
decapitales
aproximadamente Ps. 8.0 miles de millones con vencimiento en 2015 y cupón de TIIE-28 días más 70 puntos base;
• Ps. 5.0 miles de millones con vencimiento en 2020 y cupón semestral de 9.1%; y
• aproximadamente Ps. 2.0 miles de millones en UDIS con vencimiento en 2020 y cupón semestral de 4.2%.
• El 11 de febrero de 2010, Petróleos Mexicanos emitió bonos (reapertura)
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El 11 de febrero de 2010, Petróleos Mexicanos emitió bonos (reapertura) por CHF150 millones con vencimiento en 2014 y cupón anual de 3.5%.
Contenido
Principales aspectos del 4T09
Exploración y producción
Organismos industriales
Comercio internacional
Resultados financieros
Otros aspectos relevantes
Preguntas y respuestasPreguntas y respuestas
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