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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$/Gal
Gasolina Regular Golfo
de México
Promedio 2010: 2.1Promedio 2011: 2.7
dic-11
Entorno 2011
4
60
70
80
90
100
110
120
ene-10 abr-10 jul-10 oct-10 ene-11 abr-11 jul-11 oct-11
Precios del CrudoUS$/barril
Brent
MezclaMexicana
Promedio 2010: 72.1Promedio 2011: 100.92
dic-11
11.0
11.5
12.0
12.5
13.0
13.5
14.0
14.5
ene-10 abr-10 jul-10 oct-10 ene-11 abr-11 jul-11 oct-11
Tipo de CambioPs./US$
Promedio 2010: 12.6Promedio 2011: 12.4
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
ene-10 abr-10 jul-10 oct-10 ene-11 abr-11 jul-11 oct-11
Precios del GasUS$/MMBtu
Henry Hubb
Promedio 2010: 4.4Promedio 2011: 4.0
dic-11
Principales aspectos del 2011
5
Los ingresos por ventas ascendieron a Ps. 1,558.4 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
Principales aspectos
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
- 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 95.8%.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
Namaca
Yetic
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
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
Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMMbpce)
Crudo:
Gas seco equivalente:
Condensados y líquidos de planta:
Desarrolladas
No desarrolladas
Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.
100% = 13.8
72% 74% 69%
18% 17% 20%
10% 9% 11%
Evolución de las reservas
15
Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.
A partir del año 2002 se adoptan los lineamientos de la SEC en reservas probadas
Reservas al 1 de enero de cada año
Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMMbpce)
Reserva 1P:
Reserva 2P:
Reserva 3P:
13.796
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
13.810
26.2
43.8
23.5 21.9 20.1 18.9 17.6 16.5 15.5 14.7 14.3 14.0 13.796 13.810
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 10.313.0
13.1 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
Cambio en las reservas 2011 - 2012
16
Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.
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
17
* 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
18
Principales aspectos
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
Proceso de crudo
19
744 733
440 433
1,184
1,161 1,168 1,158 1,179
1,167
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
20
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
21
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
22
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
23
Principales aspectos
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
Principales resultados financieros 2011
24
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
25
21.6%
30.4%
Ventas en el extranjeroVentas en México
13.9%
Ps. MM
Costo de Ventas, Gastos Generales y Resultado Integral de Financiamiento
26
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
Ps. MM
Efecto por Variación Cambiaria
(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
27
Ps. MM
Impuestos y Derechos (flujo)
28
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
29
(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.
Ps. MM
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.
Monto Total2011
= 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.
30
Ps. MM
Flujo de Efectivo Contable Consolidado 2011
31
(1) Antes de impuestos.(2) Excluye Contratos de Obra Pública Financiada.(3) Incluye un efecto de Ps. 1,936 millones por cambios en el valor del efectivo.
133,587
1,036,229
189,693 1,359,509
117,100
(152,119)
(33,381) (196,034)
(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
32
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 6.0
Endeudamiento neto** 52.3 4.1
Programa de Financiamientos 2012E
100% = 10.1 miles de millones de Dólares/128.9miles de millones de Pesos
Programa de Financiamientos Autorizado 2012
(*) No incluye líneas revolventes.(**) Monto máximo aprobado
33
Principales aspectos del 2011
34
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
35
Principales aspectos
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
Relación con Inversionistas(+52 55) 1944 - 9700ri@pemex.com
@PEMEX_RI
36
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