Panorama de PEMEX - Relación con inversionistas · 2 DCF-A /October 19, 2004 Nota precautoria La...

DCF-A /19 de Octubre de 2004

Panorama de PEMEX

1DCF-A /October 19, 2004

Advertencias respecto de proyecciones a futuro

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 y a la Comisión de Valores de los Estados Unidos de América (SEC), en nuestro reporte anual, en nuestras declaraciones, en offering circulars y prospectos, en publicaciones y otros materiales escritos, y en declaraciones verbales a terceros realizadas por nuestros directores o empleadosLas declaraciones que no son hechos históricos, incluyendo las declaraciones acerca de nuestras creencias o expectativas, son estimaciones prospectivas. Estas son declaraciones de buena fé basadas en los planes vigentes, estimaciones y proyecciones, por lo que en consecuencia, no deben ser mal utilizadas o incurrir en abusos de confianza. Las proyecciones a futuro tratan sólo de la fecha en que fueron hechas y no tenemos obligación alguna de realizar actualizaciones públicamente a la luz de nueva información o eventos futurosLas proyecciones a futuro conllevan riesgos inherentes e inciertos. Advertimos que un número de factores importantes pudieran causar resultados que provocarían diferencias sustanciales respecto a cualquiera de las proyecciones a futuro aquí contenida


Nota precautoria

La Comisión de Valores de los Estados Unidos de América (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 probadas y reservas posibles, que los lineamientos de la SEC prohíben estrictamente utilizar en sus reportes. Los inversionistas son invitados a considerar cuidadosamente la divulgación de la información en la Forma 20-F, “File No. 0-99”, disponible en Marina Nacional 329 Piso 38 Col. Huasteca, Cd. de México, 11311 o en el (52 55) 1944 9700 ó en www.pemex.com. Esta forma puede también obtenerla directamente de la SEC llamando desde Estados Unidos al 1-800-SEC-0330.El EBITDA, el flujo libre de caja y el flujo libre de caja discrecional son medidas no contempladas en los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados (PCGA) que se calculan como se describió previamente. Se presentan porque PEMEX considera que son medidas financieras de su habilidad para pagar el servicio de su deuda o de incurrir en deuda ampliamente aceptada. El EBITDA, el flujo libre de caja y el flujo libre de caja discrecional no deben considerarse un indicador del desempeño financiero, una alternativa al flujo de efectivo, una medida de liquidez o una medida comparable a medidas llamadas de manera similar por otras empresas.El cálculo de la deuda total incluye, adicionalmente a deuda documentada, los rubros generalmente considerados como deuda por los mercados financieros.

http://www.pemex.com/


Agenda

PEMEX en contexto

Operaciones

Programa de inversiones y perfil financiero

Retos


Pemex es la 8a empresa petrolera a nivel mundial

Tercer productor de crudo a nivel mundial(1)

Octava empresa petrolera integrada a nivel mundial(1)

Reservas probadas equivalentes a más de 12 años de producción(2)

Bajos costos de producción vs. el promedio del mercado

Proveedor clave de crudo en el mercado estadounidense

La empresa más grande de México con ingresos de 57 mil millones de dólares en 2003

Único productor de crudo, gas natural y productos refinados en México

Comercializador único de productos refinados en México

1) Basado en el PIW 2002 Rankings, Diciembre 2003. Petroleum Intelligence Weekly2) La producción de PEMEX en 2003 y reservas probadas de acuerdo con la definición de la Comisión de Valores de

los Estados Unidos de América (SEC) (Regla 4.10(a) de la Regulación S-X del U.S. Securities Act de 1933


Principales empresas petroleras

Lugar Empresa País Crudo GasReservas

Crudo GasProducción Volumen

de ventas

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Saudi Aramco

Exxon Mobil

PDVSA

NIOC

RD Shell

BP

Chevron Texaco

Pemex

Total

Petrochina

Arabia Saudita

EUA

Venezuela

Irán

Holanda y Reino Unido

Reino Unido

EUA

México

Francia

China

1

14

5

3

17

19

21

8

23

15

4

13

7

3

15

16

23

29

22

18

1

5

4

2

6

9

10

3

14

7

8

2

12

6

3

4

11

16

10

19

6

1

7

15

2

3

4

11

5

12

(1) (1)

Fuente: Petroleum Intelligence Weekly, diciembre 20031) No considera la reclasificación de reservas reportada en enero 2004


Perfil de producción

3.1 2.9

3.43.23.13.03.0

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Producción de petróleo crudo (MMbd)

4.8 4.84.54.44.5

4.74.5

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Producción de gas natural (MMMcfd)

1.5 1.5 1.61.51.51.41.5

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Producción de productos refinados (MMbd)

La producción de petróleo crudo a crecido continuamente desde 1999

La tendencia a la baja de la producción de gas natural fue revertida en 2003

La producción de productos refinados a crecido moderadamente


Reservas de crudo y gas natural

Vida de las reservas probadas por más de 12 años y de 30 años para las reservas 3P, basado en la producción de 2003(2)

18.9

29.1

48.0

Probadas Probables yposibles

3P(1)

Reservas al 31 de diciembre de 2003 MMMbpce

1) Reservas probadas de acuerdo con la definición de la Comisión de Valores de los Estados Unidos de América (SEC) (Regla 4.10(a) de la Regulación S-X del U.S. Securities Act de 1933. Las reservas probables y posibles fueron obtenidas mediante la diferencia entre reserva 3P y reservas probadas de acuerdo a la SEC

2) Reservas al 31 de diciembre de 2003 y basado en la producción de 2003 (producción promedio de 4.3 MMMbpced)


Productor eficiente

Costo de extracción 2002US$/bpce

2.33.0 3.3

3.8

5.1

6.6 6.7

0.01.02.03.04.05.06.07.08.0

Total Stat Oil BP ChevronTexaco

ExxonMobil

ConocoPhillips

Fuente: Herold y Pemex


Importante proveedor de crudo a los Estados Unidos

Exportaciones de PEMEX por región 2003(1)

Importaciones de Estados Unidos por región 2003 (2)

9%

3%

9%

79%

100% = 1.8 MMbd 100% = 9.6 MMbd

18%

16%

17%12%

16%

21%Arabia Saudita

Europa

Otros No-OPEP

VenezuelaOtros OPEP

MéxicoCanadá

Resto de América

Lejano Oriente

EUA

1) Fuente: PEMEX 2) Fuente: Energy Information Administration (EIA)


EBITDA de principales petroleras

EBITDA 2003MMMUS$

32.2 31.7

25.122.6

19.817.0

11.7 11.0 9.7

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

ExxonMobil

BP Total RD Shell ChevronTexaco

ConocoPhillips

Petrobras Stat Oil

Fuente: Bloomberg, excepto PEMEX


EBITDA de PEMEX en 2003

8.4

23

3.6

31.7

3.50.324.3

47.3

55.7

MMMUS$

Ventastotales

Ventastotales

netas de IEPS

Costos y gastos de operación

Rendimientode la

operación

Otrosgastos

D&A(2) EBITDACosto porpasivolaboral

IEPS(1)

(1) Impuesto especial sobre producción y servicios(2) Depreciación y amortización


Conciliación del EBITDA de PEMEX

MMMUS$

Pérdidaneta

Impuestos, derechos y aprovecha

mientos

34.0 3.6-0.1

31.7

IEPS(1) CIF(2) D&A(3) Efectoacumulado(4)

-3.6

-8.42.7

EBITDA

3.5

Costo porpasivolabroal

(1) Impuesto espacial sobre producción y servicios(2) Costo integral de financiamientos(3) Depreciación y amortización(4) Efecto acumulado inicial por la adopción de nuevo pronunciamiento


Agenda

PEMEX en contexto

Operaciones


Retos


Potencial exploratorio

dd

Cuenca de Veracruz

Cuencas del sureste

Frente Sierra Madre Oriental

Tampico

Misantla

Aguas profundasGolfo de México

Fuente: PEMEX

Burgos

Chihuahua

Sabinas

Sierra de Chiapas

Cuencas no productoras

Macuspana

Cuencas productoras

Gas no asociado

Plataforma de Yucatán

Terrestres 1,923,040Plataforma continental 263,259Aguas profundas 567,477TOTAL 2,753,776No potenciales 1,699,190Potenciales 1,054,586

Cuencas en estudio 174,400% estudiado 17

Área (km 2)

Potencial


Proyectos de Exploración y Producción: Cantarell

Producción 1996 2003 Incremento

Crudo (Mbd) 1,074 2,096 93%Gas asociado (MMpcd) 443 770 74%

Mayor campo petrolero en México y octavo a nivelmundial

Producción esperada en 2004: 2.1 MMbd y 774 MMpcd

Reservas probadasremanentes de 6.9 MMMbpce

Capacidad de recuperaciónde 60% (el promedio mundiales 35%)

Cantarell

Año

Presión y producción

Inyección de nitrógeno Mantenimiento

de presión

Incremento en producción

La inyección de nitrógeno en Cantarell ha detenido la declinación de la presión y ha incrementado la producción

Producción

Presión


Reconfiguración de refinerías

Refinerías: 6Capacidad de refinación (MMbd): 1.5

Modernización del sistema de refinación:

Principales proyectos

Distribución (modernización de las terminales marítimas, SCADA)Equipo de producción (planta de lubricantes en Salamanca, reconfiguración de Minatitlán)Gasolinas (incremento en la calidad de las gasolinas, mejoras en el pool de gasolinas)

Incrementar capacidad de procesamiento de crudo pesadoTransición hacia mezclas de gasolinas y destilados intermedios de alto octanajeOptimización de la mezcla de crudos

La reconfiguración de la refinería de Minatitlán terminaráen 2007

– 6 paquetes de inversión– Inversión en capital estimada: MMMUS$ 2.4– Producción incremental de gasolinas: 97 Mbd– Producción incremental de destilados intermedios: 49

Mbd

Refinerías

5

5

5Salina Cruz5

Minatitlán

Tula5

5

CadereytaMadero

Salamanca


Expansión de la capacidad de producción de gas natural

Centros de procesamiento de gas PEMEX está invirtiendo para:

Incrementar la capacidad de importación-exportación (interconexiones con Estados Unidos)

Mejorar la flexibilidad del sistema de transporte

Nuevos proyectos:

Capacidad de plantas endulzadoras: 4,503 MMpcd

Capacidad de plantas criogénicas: 4,592 MMpcd

– Nuevas estaciones de compresión para incrementar la capacidad de transporte en el área de Monterrey y Chihuahua

– Expansión de la capacidad de procesamiento de gas en el norte de México para capturar líquidos asociados al gas natural (4 plantas criogénicas: 2 en 2004 y 2 más en los siguientes años)

nReynosa

n

Poza Rica

Cd PemexNuevo PemexCactus

Matapionche

Pajaritos

Morelos

nn

nn

n n

n

Cangrejera

La Venta

n


Petroquímicos

Centros petroquímicos Oportunidades en el proceso petroquímico:

5

5

5

5

55

Camargo

Tula

San Martín Texmelucan

Pajaritos

Cosoleacaque Cangrejera

Morelos5

5

Escolín

Inversiones en cadenas petroquímicas rentables

Nuevos proyectos:

– Expansión en la capacidad de la cadena del etano en las plantas actuales para incrementar la participación en el mercado doméstico de polietileno

– Búsqueda de posibles alianzas de participación minoritaria con empresas del sector privado a fin de integrar la cadena de valor


Agenda

PEMEX en contexto

Operaciones


Retos


Producción de crudo y gas natural

ProducciónincrementalProducción base

Producción pornueva exploración

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

Capacidad de producciónde crudoMbd

Capacidad de producciónde gasMMpcd

Histórico Pronóstico

Histórico Pronóstico

La industriapetrolera requierede montosimportantes de inversión paramantener e incrementar lasreservas y losniveles de producción

Rezagos en la inversiónacumulanproblemas en el futuroFuente: PEMEX


Gasto en inversión histórico y proyectado

3.1 2.6 3.0 3.0 2.2 1.7 1.0

2.0 2.94.5 3.9 5.6

8.411.0

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004P

PidiregasNo - PidiregasPor tipo de proyecto

MMMUS$

Nota: Pidiregas: Proyectos de infraestructura productiva a largo plazoNo-Pidiregas: Inversiones presupuestalesE = EstimadasP = Proyectado

5.1 5.57.5

6.97.8

10.1

12.0


Gasto en inversión de 2004 proyectado

Por línea de negocio

Total MMMUS$ 12

11.1

0.10.3 0.5

E&PRefinaciónGas y Petroquímica BásicaOtros

14%

86%

Exploración

Desarrollo

Total MMMUS$ 11.1


EBITDA y cobertura de intereses

15.2x

12.1x13.4x

0

2

4

6

8

10

12

14

16

2001 2002 2003

20.722.0

31.7

0

5

10

15

20

25

30

35

2001 2002 2003

EBITDA / InteresesEBITDAMMMUS$ Número de veces

Nota: EBITDA neto de IEPS (impuesto especial sobre producción y servicios). Los intereses a favor no incluyen intereses capitalizados.


Baja razón deuda-reservas vs. competidores

Deuda 2003 / Reservas probadasUS$ / bpce

2.0

0.40.6

1.51.3

1.1

2.3

1.3 1.4

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

ExxonMobil

RD Shell Total BP ChevronTexaco

ConocoPhillips

Stat Oil Petrobras

AAA AA

(1)

A B

(2)

Fuente: Estados financieros de empresas al 31 de diciembre de 2003 y reservas probadas al 31 de diciembre de 20021) Estados financieros y reservas probadas al 31 de diciembre de 2003. La deuda es la suma de deuda documentada, notas a contratistas y

venta de cuentas por cobrar2) No considera el ajuste de reservas anunciado en enero del 2004


Perfil crediticio vs. principales empresas integradas

Calificación Senior Unsecured(5)

S&PMoody´s

Datos operativosReservas probadas (MMMbpce)(2)

Producción (MMbpced)(4)

Vida reservas probadas (años)Gasto en inversión (MMMUS$)

Exxon Mobil

BBB-Baa1

18.94.3

11.910.1

AA+Aa2

19.34.0

13.38.0

AA+Aa1

17.63.5

13.712.4

AAAAaa

21.74.2

14.012.9

AAAa2

11.22.4

12.78.4

AAAa2

11.92.6

12.45.6

A-A3

7.81.1

19.96.2

RD Shell

Total BP Chevron Texaco

ConocoPhillips

Ba2

10.51.8

15.95.7

Petrobras(1)

AA1

4.31.1

10.93.4

Statoil(3)

Fuente: Bloomberg. Estados financieros de empresas al 31 de diciembre de 2003 y reservas probadas al 31 de diciembre de 20021) EBITDA neto de IEPS (impuesto especial sobre producción y servicios)2) Reservas probadas de PEMEX de acuerdo con la definición de la Comisión de Valores de los Estados Unidos de América (SEC)

(Regla 4.10(a) de la Regulación S-X del U.S. Securities Act de 1933. al criterio de la SEC, al 31 de diciembre de 20033) No considera el ajuste de reservas anunciado en enero del 20044) Cuando el factor de conversión no es disponible, un millón de pies cúbicos de gas natural = 5.2 barriles de crudo equivalente5) Al 20 de agosto de 2004


Agenda

Pemex en contexto

Objetivos estratégicos y operaciones


Retos


Retos

Incrementar eficiencia

Propuesta de régimen fiscal

Implementar mejores prácticas de gobierno corporativo

Retos


Retos: eficiencia orientada a la creación de valor

Proyectos orientados a la creación de valor

Mejores prácticas en la administración de proyectos

Optimización de plantas y ductos

Optimización de la cadena de suministros

Creación de valor en los servicios corporativos (médicos y telecomunicaciones)

Administración de riesgos

Compensación conforme al desempeño


Retos: propuesta de régimen fiscal

Los hidrocarburos nuevos deberán ser gravados competitivamente de acuerdo a regímenes fiscales de países con condiciones geológicas similares

Los hidrocarburos viejos deberán ser gravados en función de las necesidades de corto plazo del Gobierno Federal Mexicano

Hidrocarburos viejos

Hidrocarburos nuevos

Tiempo

$


Retos: implementación de mejores prácticas de gobierno corporativo

Mejorar la estructura de gobierno corporativo

Continuar la incorporación de mejores prácticas:

– Miembros independientes en el Consejo de Administración

– Comité de Auditoria

– Pronta divulgación de información

– Compensación basada en desempeño

– Mandato claro de creación de valor

Incrementar autonomía operacional y financiera

Estrecha relación con el gobierno

Incrementar la transparencia y credibilidad del proceso de administración

El presupuesto de PEMEX es parte del presupuesto federal

Sistema de auditoría ineficiente

Restricciones legales para alianzas estratégicas

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