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Modernizando a Pemex

SEMINARIO: La Experiencia de Noruega en Materia Petrolera

MAYO, 2013


Escenario internacional

2

• Revolución energética en Norteamérica • Desarrollo de recursos no convencionales en Canadá y E.U. • EU hacia la autosuficiencia en hidrocarburos

• Cambio de paradigmas • Nueva visión de política energética centrada en competitividad

• Implicaciones • Diferenciales de precios para el gas entre regiones • Importaciones de gas en México (Más de 20% del gas seco disponible) • Más energía, más barata, más limpia en la industria y la generación de electricidad

Precios al 1º de mayo 2013


Situación actual

3

• La producción de Pemex ya no está en declive

• La producción comienza a crecer

• La sustitución de reservas se mantiene por encima de 100%


Evolución de la producción de crudo

4

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

60 61 62 63 65 66 67 68 70 71 72 73 75 76 77 78 80 81 82 83 85 86 87 88 90 91 92 93 95 96 97 98 00 01 02 03 05 06 07 08 10 11 Years

South- eastern Basins

Mesozoic Chiapas-Tabasco

Cantarell

Ku-Maloob-Zaap

Other offshore fields

Miles de barriles por día

Tertiary-age fields and other ones (mainly Tampico-Misantla basin)

• Pemex no invierte en función de sus oportunidades, sino de consideraciones fiscales

• Los campos nuevos, más rentables, absorben los recursos disponibles


14

4557 59 60 66

102

129

104 108128

40

-1926 23 26

41 5072 77 86

101 104

-250

250

750

1,250

1,750

2,250

90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12

Reserva 3p * Reserva 1p Producción

Cuando hay inversión, las reservas se mantienen o crecen

Incorporación

Producción

MM

bpce

Tasa de Restitución de Reservas (%)

* Solo descubrimientos

Tenemos más de 30 años de producción

potencial en reservas totales

Inversión en exploración (MMM$ de 2012)

90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12

10.0 12.6 11.9 5.9 6.3 8.6 7.8 8.4 10.3 9.1 7.8 7.1 14.1 27.5 34.5 23.3 20.3 20.9 35.3 33.0 30.6 32.3 33.2

5


Contra los pronósticos, la producción se mantiene estable desde 2009

Millones de barriles por día

6

3.0

3.1 3.2

3.4 3.4

3.3 3.3

3.1

2.8 2.6 2.6 2.5 2.5

1,70

1,90

2,10

2,30

2,50

2,70

2,90

3,10

3,30

3,50

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Real Proyeccion EIA 2009

Proyección EIA 2010 Proyección EIA 2011

Plan de Negocios

EIA

Producción estimada 2013 2.6 mmbd


Pemex está desarrollando capacidades en las áreas del futuro

7

Aguas profundas: Primera producción del campo de gas Lakach a fin de 2015 Descubrimientos recientes en Trion y Supremus

Chicontepec:

Tecnología similar a shale (“fracking” y perforación horizontal) La producción se ha multiplicado por 2.5 desde principios de 2011

Campos maduros

Contratos integrales para elevar la producción con participación privada y control de Pemex

Primeras dos rondas exitosas Ronda para Chicontepec este año


Evaluación de recursos con foco en áreas con aceite o gas y líquidos Perforación de 175 pozos para dar certidumbre a los recursos Adquisición de 10,350km2 de información sísmica 3D Inversión 2012 -2016: 2.4 billones USD (aprox)

Distribución de recursos por tipo

En estudio 2

3

1

5

6

En estudio

N Provincia ACEITE (MMMb)

GAS HÚMEDO

(MMMMpc)

GAS SECO (MMMMpc) MMMbpce

1 Tampico-Misantla 30.7 20.7 0 34.8

2 Burgos MZ 0 9.5 44.3 10.8

3 Burro-Picachos 0.6 6.6 11.4 4.2

4 Sabinas 0 0 49 9.8

5 Veracruz 0.6 0 0 0.6

6 Chihuahua En estudio

TOTAL 31.9 36.8 104.7 60.2

4

8

Pemex está desarrollando sus recursos no convencionales (shale)


Escenario de producción de largo plazo*

Mbd

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Chicontepec

Cantarell

Aguas profundas

Tsimin-Xux

Ku Maloob Zaap

Explotación

Ayatsil-Tekel

Desarrollo futuro aguas someras

Desarrollo futuro en tierra

2,700 3,000

9

*Excluyendo shale


Rentabilidad de Pemex

10

• Costos de exploración y producción competitivos

• La utilidad antes de impuestos, depreciación e intereses de Pemex es muy considerable


Pemex opera con costos competitivos

11

a) Fuente: Forma 20F 2011 b) Promedio trianual c) Incluye gastos indirectos de Admón.

Costos de Produccióna

USD @ 2012 / bpce Costos de exploración y desarrollo b,c

USD @ 2012 / bpce

6,57 5,19 5,49 6,25 6,84

2008 2009 2010 2011 2012

12,01 13,31 14,12 17,09

13,77

2008 2009 2010 2011 2012

(1) Fuente: Reportes anuales y reportes de la SEC 2011 (2) Cálculo con base en John S. Herold, Operational Summary;

Reportes anuales e informes a la SEC 2011.

11,31 10,35

9,39 9,17

8,4 8,36

6,98 6,8

6,52 6,12

Chevron Petrobras

Shell Eni

Exxon Conoco

BP Statoil

Total PEMEX

23,88 19,03 18,97

16.13 15,4

14,41 13,47 13,36

11,77 10,69

Statoil Chevron

Eni PEMEX

Conoco Total Shell

Petrobras Exxon

BP

Costos de Producción1

USD @ 2011 / bpce Costos de exploración y desarrollo2

USD @ 2011 / bpce


Retos para la industria petrolera

12

• Existen muchas oportunidades que resultan rentables para el país, aunque no necesariamente para Pemex

• Debemos permitir que estas oportunidades se aprovechen, se desarrollen y generen empleos


Retos financieros

13

• Reformar el régimen fiscal para aumentar la inversión, la producción y la contribución fiscal

• Reformar el esquema de pensiones

• Transparentar los subsidios

• Encontrar fórmulas para compartir el riesgo, aumentar inversión y atraer tecnología manteniendo la propiedad pública de los hidrocarburos

• Permitir alianzas estratégicas


Pemex requiere un cambio al régimen fiscal ¿Es suficiente para aprovechar el potencial?

14

Régimen actual Con reforma al régimen fiscal

Ventas Pemex 100 Billones USD 100 Billones USD +

Inversión Pemex 28 Billones USD 45-50 Billones USD

Retos operativos y logísticos para aprovechar el potencial de recursos no convencionales:

• Perforar y operar más de 500 pozos anuales en Chicontepec (Producción promedio de 500 barriles diarios aproximadamente

• Perforar y operar entre 1,000 y 2,000 pozos anuales para masificar la explotación de gas y aceite en lutitas (shale)

• Se requiere tener operando más de 10,000 pozos a mediano plazo

• Superar cuellos de botella en infraestructura de transporte de hidrocarburos

ILUSTRATIVO


Rentabilidad en distintos proyectos

15

Costo Total: Descubrimiento y desarrollo más costo de producción

Precio

Terrestre convencional 4 -12 USD/barril 100

Terrestre no convencional 25 – 35 USD/barril 100

Aguas someras 6 – 16 USD/barril 100

Aguas profundas 25 – 40 USD / barril 100

Gas 1.5 - 3 USD/MPC 3.5 USD / MPC

USD/barril

USD/barril

USD/barril

USD/barril

ILUSTRATIVO


Retos operativos

16

• Restructurar Pemex para hacerlo más competitivo, reducir costos administrativos y hacerlo más transparente

• Mejorar el desempeño operativo • Gestión de proyectos • Adquisiciones • Manejo de recursos humanos • Prácticas operativas


Retos al gobierno corporativo

17

• Introducir mejores prácticas de Gobierno Corporativo (OCDE)

• Darle flexibilidad presupuestal y operativa a Pemex

• Establecer un mandato claro para el Consejo de Administración que incluya:

• Maximizar el valor económico

• Metas de desarrollo de la industria nacional

• Sustentabilidad ambiental

• Seguridad energética

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