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1DCF-A /August 20, 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
2DCF-A /August 20, 2004
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.
3DCF-A /August 20, 2004
PEMEX en contexto
Operaciones
Programa de inversiones y perfil financiero
Retos
Agenda
4DCF-A /August 20, 2004
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 11 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
5DCF-A /August 20, 2004
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
Fuente: Petroleum Intelligence Weekly, diciembre 20031) No considera la reclasificación de reservas reportada en enero 2004
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)
6DCF-A /August 20, 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 producción de productos refinados a crecido moderadamente
La tendencia a la baja de la producción de gas natural fue revertida en 2003
7DCF-A /August 20, 2004
Reservas de crudo y gas natural
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 4.7 MMMbpced)
Vida de las reservas probadas por más de 11 años y de 28 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
8DCF-A /August 20, 2004
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
Productor eficiente
Costo de extracción 2002US$/bpce
Fuente: Herold y Pemex
9DCF-A /August 20, 2004
Importante proveedor de crudo a los Estados Unidos
Exportaciones de PEMEX por región 2003(1)
Importaciones de Estados Unidos por región 2003 (2)
1) Fuente: PEMEX 2) Fuente: Energy Information Administration (EIA)
9%
3%
9%
79%
100% = 1.8 MMbd 100% = 9.6 MMbd
18%
16%
17%12%
16%
21%Arabia Saudita
Europa
Otros No-OPEP
VenezuelaOtros OPEP
MéxicoCanadá
Resto de América
Lejano Oriente
EUA
10DCF-A /August 20, 2004
32.2 31.7
25.122.6
19.817.0
11.7 11.0 9.7
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
35.0
ExxonMobil
BP Total RD Shell ChevronTexaco
ConocoPhillips
Petrobras Stat Oil
Fuente: Bloomberg, excepto PEMEX
EBITDA 2003
EBITDA de principales petroleras
MMMUS$
11DCF-A /August 20, 2004
8.4
23
3.6
31.7
3.50.324.3
47.3
55.7
EBITDA de PEMEX en 2003
MMMUS$
(1) Impuesto especial sobre producción y servicios(2) Depreciación y amortización
Ventastotales
Ventastotales
netas de IEPS
Costos y gastos de operación
Rendimientode la
operación
Otrosgastos
D&A(2) EBITDACosto porpasivolaboral
IEPS(1)
12DCF-A /August 20, 2004
Conciliación del EBITDA de PEMEX
MMMUS$
(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
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
13DCF-A /August 20, 2004
PEMEX en contexto
Operaciones
Programa de inversiones y perfil financiero
Retos
Agenda
14DCF-A /August 20, 2004
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
15DCF-A /August 20, 2004
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
16DCF-A /August 20, 2004
Reconfiguración de refinerías
Refinerías: 6Capacidad de refinación (MMbd): 1.5
Modernización del sistema de refinación:Refinerías
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
5
5
5Salina Cruz5
Minatitlán
Tula5
5
CadereytaMadero
Salamanca
17DCF-A /August 20, 2004
Expansión de la capacidad de producción de gas natural
Incrementar la capacidad de importación-exportación (interconexiones con Estados Unidos)
Mejorar la flexibilidad del sistema de transporte
Nuevos proyectos:
PEMEX está invirtiendo para:Centros de procesamiento de gas
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
18DCF-A /August 20, 2004
Petroquímicos
Centros petroquímicos Oportunidades en el proceso petroquímico:
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
5
5
5
5
55
Camargo
Tula
San Martín Texmelucan
Pajaritos
Cosoleacaque Cangrejera
Morelos5
5
Escolín
19DCF-A /August 20, 2004
PEMEX en contexto
Operaciones
Programa de inversiones y perfil financiero
Retos
Agenda
20DCF-A /August 20, 2004
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
Producción de crudo y gas natural
Capacidad de producciónde crudoMbd
Capacidad de producciónde gasMMpcd
La industriapetrolera requierede montosimportantes de inversión paramantener e incrementar lasreservas y losniveles de producción
Rezagos en la inversiónacumulanproblemas en el futuro
Histórico Pronóstico
ProducciónincrementalProducción base
Producción pornueva exploración
Fuente: PEMEX
Histórico Pronóstico
21DCF-A /August 20, 2004
3.1 2.6 3.0 3.0 2.2 1.7 1.0
2.0 2.94.5 3.9 5.6
9.0 11.0
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
Gasto en inversión histórico y proyectado
5.1 5.57.5
6.97.8
10.712.0
22DCF-A /August 20, 2004
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
23DCF-A /August 20, 2004
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 y cobertura de intereses
EBITDA / InteresesEBITDA
Nota: EBITDA neto de IEPS (impuesto especial sobre producción y servicios). Los intereses a favor no incluyen intereses capitalizados.
MMMUS$ Número de veces
24DCF-A /August 20, 2004
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
Deuda 2003 / Reservas probadas
Baja razón deuda-reservas vs. competidores
US$ / 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)
25DCF-A /August 20, 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$)
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
Exxon Mobil
BBB-Baa1
18.94.7
11.110.7
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)
26DCF-A /August 20, 2004
Pemex en contexto
Objetivos estratégicos y operaciones
Programa de inversiones y perfil financiero
Retos
Agenda
27DCF-A /August 20, 2004
Retos
Incrementar eficiencia
Propuesta de régimen fiscal
Implementar mejores prácticas de gobierno corporativo
Retos
28DCF-A /August 20, 2004
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
29DCF-A /August 20, 2004
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
$
30DCF-A /August 20, 2004
Retos: implementación de mejores prácticas de gobierno corporativo
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
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