Resultados financieros al cuarto trimestre de 2009

Marzo 3, 2010

Contenido

Principales aspectos del 4T09 Exploración y producción Organismos industriales Comercio internacional Resultados financieros Otros aspectos relevantes Preguntas y respuestas

2

Principales aspectos financieros del 4T09 Miles de millones de dólares(2)

Miles de millones de pesos Oct - Dic Oct - Dic 2009 2008

Oct - Dic 2009

Variación

Ventas totales

264.0

314.8

50.8

19.2%

24.1

Rendimiento antes de impuestos y derechos

(31.0)

140.7

171.7

553.9%

10.8

(117.6)

(16.6)

101.0

85.9%

(1.3)

110.4

181.2

70.8

64.2%

13.9

Rendimiento (pérdida) neto EBITDA(1)

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. dólar (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. 3

Principales aspectos operativos del 4T09 Producción

Oct - Dic 2008

Oct - Dic 2009

Variación

Miles de barriles diarios, excepto gas natural en millones de pies cúbicos diarios 3,088

2,953

(135)

-4.4%

– Crudo

2 729 2,729

2 583 2,583

(146)

-5 3% -5.3%

• Gas natural

7,260

7,009

(251)

-3.5%

• Petrolíferos

1,482

1,545

• Hidrocarburos líquidos

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% 10 2% en la producción del proyecto Ku KuMaloob-Zaap. Las cifras pueden no coincidir por redondeo. 4

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5

Exploración y producción: exploración Adquisición de información sísmica Principales descubrimientos 4T de 2009 Producción inicial

579

5,315

6,436

4,430 4T08

3D (km2 )

4T09 2D (km)

• La disminución en sísmica 2D se explica principalmente a que no se adquirió ó información en el Golfo de México Profundo, debido a la falta de disponibilidad de barcos para tal efecto efecto. • Por su parte la mayor actividad sísmica 3D se debe a mayor actividad en los proyectos de Burgos y Veracruz, así como en el proyecto ATG, para optimizar el desarrollo de sus campos.

Proyecto

Pozo

Crudo (Mbd)

Gas (MMpcd)

Crudo Ligero Marino

Xux-1

5.4

24.9

Ku-MaloobZaap

Chapabil-1

2.1

1.0

BellotaChinchorro

Madrefil-1

5.8

7.6

Holok-Temoa

Leek-1

0.3

22.5

Delta del Grijalva

Terra-1

7.9

22.3

Burgos

Cali-201

0.22

15.9

Trapiche-1

0.04

4.2

Cougar-1

-

7.9

Cervelo-1A

-

5.2

Veracruz

6

Exploración y producción: crudo Producción Miles de barriles diarios

-5.3% 2,729 1,047

1,681

Ligero y superligero p g Pesado

2,583 , 1,111

1,472

38%

43%

62%

57%

Oct - Dic 2008

Oct - Dic 2009

La producción de crudo disminuyó 146 Mbd: - Los volúmenes de crudo pesado disminuyeron 12.4%, como resultado de la declinación del proyecto Cantarell, compensado parcialmente por un incremento del 10.2% en el proyecto KMZ. - La producción de crudo ligero y superligero aumentó principalmente por la terminación de pozos en el proyecto Delta del Grijalva y Costero Terrestre de la Región Sur, así como en el proyecto Crudo Ligero g Marino de la Región Marina Suroeste.

Las cifras pueden no coincidir por redondeo. 7

Exploración y producción: gas natural Producción (1) Millones de pies cúbicos diarios -3.5% 3 5%

No asociado Asociado

7,260

7,009

2,550 ,

2 587 2,587

4,711

4,422

35%

37%

65%

63%

Oct - Dic 2008

Oct - Dic 2009

• La producción de gas natural disminuyó 251 MMpcd debido a una reducción de 289 MMpcd de gas asociado con alto contenido de asociado, nitrógeno, como resultado de administrar la explotación en la zona de transición del proyecto Cantarell. • En contraste, el gas no asociado aumentó 1.5% como resultado de la t terminación i ió d de pozos en ell proyecto Burgos de la Región Norte.

Incluye nitrógeno Las cifras pueden no coincidir por redondeo.

(1)

8

Exploración y producción: perforación Número de pozos terminados 40.2% 209

293

17 22 276 186 187

Exploración Desarrollo

Los pozos de desarrollo fueron 276,, un incremento de 89 debido esencialmente a mayor actividad en el proyecto ATG.

11%

6%

89%

94%

Oct - Dic 2008

Oct - Dic 2009

Las cifras pueden no coincidir por redondeo. 9

Exploración y producción: avances Avances en el cuarto trimestre de 2009

Cantarell

KMZ

ATG

• Terminación de cuatro pozos de desarrollo, • Reparación p mayor y de 20 p pozos y reparación p menor de 13 p pozos,, e • Instalación de tres plataformas recuperadoras de pozos tipo tetrápodo, AkalTGP2, 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 p plataforma de p producción PB-Ku-H, 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. • La máxima producción se alcanzó el 29 de diciembre con 881 MBPD • Terminación de 128 pozos de desarrollo, • Reparación mayor de 50 pozos y reparación menor de 114 pozos, y • Creación de los laboratorios de campo.

10

Exploración y producción: avances en Cantarell 800

165

Las acciones que se realizan en el campo Akal, inciden en su comportamiento dinámico

160

750

155

700

Qo (MBPD)

145

38%

600

140

135

550

No. Pozos Activos

150

650

•

Reducción de la declinación del campo Akal del 38% en 1S09 a 12% en 2S09

•

Mantenimiento de la producción

•

Incremento de la presión del yacimiento en la zona de gas

•

La productividad por pozo se ha logrado mantener desde julio de 2009

130

500 125

12%

450

120

Qo (MBPD) Número de Pozos Operando

400 Ene

115 Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Año 2009 39845

39875

39906

39936

39967

39997

40027

40058

40088

40119

40149

170

4600

165

4400

160

4200

155

4000

150

3800

145

3600

140

3400

135

0%

3200

130

3000

125

2800 Ene

No. Pozos Activ vos

Qo (Normalizada BPD D/Pozo)

39815

4800

120 Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Numero de Pozos Activos

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Qo Normalizada AKAL

11

Exploración y producción: avances Avances en el cuarto trimestre de 2009

Cantarell

KMZ

ATG

• Terminación de cuatro pozos de desarrollo, • Reparación p mayor y de 20 p pozos y reparación p menor de 13 p pozos,, e • Instalación de tres plataformas recuperadoras de pozos tipo tetrápodo, AkalTGP2, 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, plataforma de p producción PB-Ku-H,, Instalación de la 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. • La máxima producción se alcanzó el 29 de diciembre con 881 MBPD • Terminación de 128 pozos de desarrollo, • Reparación mayor de 50 pozos y reparación menor de 114 pozos, y • Creación de los laboratorios de campo.

12

Exploración y producción: avances en el proyecto Aceite Terciario del Golfo

Estrategias de acción Laboratorios de campo Otras actividades 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 Perforación Pozos Total: 794

Total: 505 108107

43 44

51 51 50

61

71 73

82 58 54 63 55

53

39

30

40

34 34 34 35 29

• Cambio de estrategia a terminación vs. perforación • Pozos horizontales

Terminación Número

• Diseño de fractura de pozos Total: 426

Total: 688 71 74

64

60

47 23 26 21

31 29

79 77

56 46

43 25

32

• Reducción de costos

70 68

40 37

35 35

25

E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N D

2009

20101

(1) Estimado 14

Exploración y producción: avances en el proyecto Aceite Terciario del Golfo Producción de crudo Mbd Sísmica 3D (Km2)

717

Plataformas de perforación

112

60

40

Promedio= 47.8 Mbd 20

Pozos perforados

505

Real 2009 29.5 Mbd

0

Pozos terminados Pozos f fracturados d Mantenimiento a pozos Bombeo neumático

ene mar abr may jun jul ago sep oct nov DIC dic ENE feb ------------------------------------------------------------------------

688

Producción de gas 1,396 ,

MMpcd p 120

364 90

Promedio= 88.0 MMpcd 617

60 30

CAPEX (Ps.)

20,764

Real 2009 78.8 MMpcd

0 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov DIC dic ENE ------------------------------------------------------------------------

15

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16

Organismos industriales: refinación de crudo Proceso de crudo Miles de barriles diarios 5.3%

Crudo pesado Crudo ligero

1,249

1,315

471

498

778

817

38%

38%

62%

62%

Oct - Dic 2008

Oct - Dic 2009

• El proceso total de crudo aumentó 5.3% debido a menor mantenimiento, en línea con el programa de mantenimiento de plantas en el Sistema Nacional de Refinación (SNR). • El p proceso de crudo ligero g y crudo pesado aumentó 5.0% y 5.7%, respectivamente. • La capacidad utilizada de destilación ó incrementó ó a 86.0%, 4.0 puntos porcentuales más que en el 4T08.

Las cifras pueden no coincidir por redondeo. 17

Organismos industriales: proceso de gas natural Proceso de gas en tierra Millones de pies cúbicos diarios

Producción de gas seco Millones de pies cúbicos diarios

5.5% 6 0% 6.0% 4,236

4,491

993

1,088

3,243

3,403

3,448

3,639

Oct - Dic 2008

Oct - Dic 2009

Producción de líquidos de gas natural Miles de barriles diarios

3.1% Dulce Amargo

23%

24%

77%

76%

359

370

Oct - Dic 2008

Oct - Dic 2009

Oct - Dic 2008

Oct - Dic 2009

Las cifras pueden no coincidir por redondeo. 18

Organismos industriales: petrolíferos Producción de petrolíferos Miles de barriles diarios 1,482

1,545

335

338

0.9%

295

346

17.3%

396

398

0.5%

455

464

23% 20% 27%

22% 22% 26%

31%

30%

Oct - Dic 2008

Oct - Dic 2009

Diesel Combustóleo Otros(2) Gasolinas(1)

Variación

4.3%

2.0%

La producción total aumentó 63 Mbd principalmente p p p por mayor y producción de combustóleo.

(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. 19

Organismos industriales: margen variable de refinación y franquicias Margen variable de refinación Dólares por barril

Número de franquicias Al 31 de diciembre de

5.4%

-30.9%

2.33

1.61

Ene - Dic 2008

Ene - Dic 2009

La reducción se debe al comportamiento de los precios del crudo y de los petrolíferos en el mercado internacional. p

8 351 8,351

8 803 8,803

2008

2009

Al 31 de diciembre de 2009 el número de estaciones de servicio fue , 8,803.

20

Organismos industriales: petroquímicos Producción neta de petroquímicos(1) Miles de toneladas

Variación

-23.5% 920

703

8 184

728

1%

Etileno Amoniaco

20%

18 175

-4.9%

510

-29 29.9% 9%

2% 25%

79%

73%

Oct - Dic 2008

Oct - Dic 2009

Otros

125.0%

La disminución en la producción se debió principalmente a: - trabajos de mantenimiento programados en las plantas asociadas a la elaboración de aromáticos y derivados del metano; y - problemas técnicos en la planta Amoniaco VI.

(1) Incluye refinados. Las cifras pueden no coincidir por redondeo. 21

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22

Comercio internacional: crudo Distribución de exportaciones 100% =1,249 Mbd

Volúmenes de exportación de crudo (1) Miles de barriles diarios -12.0%

Estados Unidos de América

1,420 171

1,249 84% 209

1,249

2%

1,040

9% 5%

Ligeros Pesado

Precio promedio de la mezcla mexicana (US$ por barril):

12%

17%

88%

83%

Oct - Dic 2008

Oct - Dic 2009

45.74

Resto de América

Europa

Lejano Oriente

70.37 03

(1) A 60º F. Las cifras pueden no coincidir por redondeo. 23

Comercio internacional: otros productos Exportaciones

Importaciones

-69.0%

19.1%

G naturall seco Gas Millones de pies cúbicos diarios

198 61

-3.1%

8.3%

Petrolíferos Miles de barriles diarios

547

30.5%

Petroquímicos 76

530

223

206

163.2%

Miles de toneladas

473

397

201

Oct - Dic 2008 Oct - Dic 2009

137

178

Oct - Dic 2008 Oct - Dic 2009

Fuente: PMI ® excepto gas natural seco. 24

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25

Estado de resultados: ventas Miles de millones de pesos

En el país

De exportación

160.4 264.0

21.7

132.9

5.8

88.3

-25.8%

5.5%

6.6%

42.5%

6.2

125.8

14.0

0.2

102.5

Oct - Dic 2008

19.2%

1.3%

47.5%

76.8% 204.3%

162.4 314.8 3 .8 151.1

Oct - Dic 2009

16.1

Ventas(1) En el país

De exportaexporta ción

Gas nat. seco

140.2 Petrolíferos

Petroq.

Crudo, gas y condens ados

24.7

0.6

Petro- Petroq. líferos

(1) Incluye ingresos por servicios. Las cifras pueden no coincidir por redondeo. 26

Estado de resultados: costos y gastos de operación Miles de millones de pesos 242.8

245 3 245.3

264.0

=

213 0 213.0

+

11 7 11.7

+

20 6 20.6

28.7

Oct - Dic 2008

19.2%

20.1%

195.9

30 8% 30.8%

22 7% 22.7%

=

164.8

+

8.1

-12.2% 12 2%

+

23.1

314.8 314.8

33.1

Oct - Dic 2009

Ventas

Costos y gastos de operación

Costo de ventas

Distrib.

Admón.

Gastos generales

Costo neto de beneficios a empleados

Las cifras pueden no coincidir por redondeo. 27

Estado de resultados: rendimiento neto Miles de millones de pesos 18.8

35.7 ((85.4)) (31.0)

Oct - Dic 2008

533.2%

Oct - Dic

118.9

107.7%

-57.4%

553.9%

(86.6)

-81.5%

(117.6)

85.9%

6.6

15.2

140.7

(157.3)

2009

(16.6) Rdto. de operación

+ Otros ingresos (gastos (g netos)(1)

+

RIF(2)

= Rdto. antes de imptos., der. d y aprov.

Imptos., der. y aprov.

= Rdto. neto (pérdida)

(1) Incluye participación en los resultados de subsidiarias y asociadas. (2) Resultado Integral de Financiamiento. Las cifras pueden no coincidir por redondeo. 28

Estado de situación financiera Miles de millones de pesos Activos

Pasivo y patrimonio Variación

Total:

1,237

Circulante

364

Fijo

845

1,381

11.6%

398

9.3%

Total:

Deuda

968

27

15

Otros Dic 08

Variación

Dic 09

14.5%

-44.4%

1,237

632 587

Reserva l b l laboral

495

Otros PatriP t i monio:

1,381

11.6%

7.7%

576

16.4%

128

191

49.2%

27

(18)

Dic 08

Dic 09

Las cifras pueden no coincidir por redondeo. 29

Deuda total y deuda neta Miles de millones de pesos Deuda total

Deuda neta 64% 7.7%

586.7 91.2

495.5

6.6% 631.9 102.6

529.3

Corto C plazo Largo plazo

16%

16%

84%

84%

Dic 08

Dic 09

472 5 472.5

503.7

Dic 08

Dic 09

• La deuda neta total aumentó 6.6%, a Ps. 503.7 miles de millones, equivalente a US$38.6 miles de millones. llo es. • La deuda total aumentó 7.7%, a Ps. 631.9 miles de millones, q a US$48.4 $ miles de equivalente millones.(1)

(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. 30

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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 • El 28 de diciembre de 2009 el presidente Felipe Calderón Hinojosa designó a Miguel Tame Domínguez como Director General de Pemexde PemexRefinación. Refinación Dirección General • El 4 de enero de 2010 el presidente Felipe Calderón Hinojosa designó a de Pemex-Gas y Jordy Herrera Flores como Director General de Pemex-Gas y Petroquímica Petroquímica Básica. Básica

Consejo de Administración 25 de enero de 2010

Administración

Cambios en Di Dirección ió Corporativa de:

Tecnología de i f información ió y Procesos de Negocio

Finanzas

• Esteban Levin Balcells, como Director Corporativo de Administración; • Carlos Treviño Medina, como Director Corporativo de Finanzas; y • Mauricio Abraham Galán Ramírez, Ramírez como Director Corporativo de Tecnología de Información y Procesos de Negocio. 32

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 p por el Master Trust acordaron q que Petróleos Mexicanos 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 p por el Fideicomiso F/163 y el Master Trust no se modificaron.

33

Emisiones recientes Líneas de crédito

• Durante el cuarto trimestre de 2009, Petróleos Mexicanos obtuvo US$594 millones de líneas de crédito garantizadas por Agencias de Crédito a la Exportación Exportación. • 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%. • El 4 de febrero de 2010 , Petróleos Mexicanos emitió Certificados Bursátiles por aproximadamente Ps.15 mil millones en tres tramos:

Mercado de capitales

• 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) por CHF150 millones con vencimiento en 2014 y cupón anual de 3.5%.

34

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35

Relación con Inversionistas ((+52 55)) 1944 - 9700 [email protected]

www.pemex.com 36