PEMEX | Por el rescate de la soberanía - Resultados financieros al … de Resultados no... · 2014. 6. 16. · divulgación de la información en la Forma 20-F, disponible en Marina

DCF-A /November 29, 20061

Resultados financierosal 31 de marzo de 2006

Mayo 4, 2006


• 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 Securities and Exchange Commission (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 empleados

• Las 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 futuros

• Las 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

Advertencias respecto de proyecciones a futuro


• 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 probables 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, 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 al 1-800-SEC-0330

• El EBITDA es una medida no contemplada en los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados (PCGA). Se presenta porque PEMEX considera que es una medida financiera de su habilidad para pagar el servicio de su deuda o de incurrir en deuda ampliamente aceptada. El EBITDA no debe 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

Nota precautoria


Contenido

Revisión de estados financieros auditadosal 31 de diciembre de 2005

Resultados al 31 de marzo de 2006

Preguntas y respuestas


Miles de millones de pesos al 31 de diciembre de 2005

Ventas Costos y gastos de ope-ración

Rend.de operación

16%

CIF(1) y otros gastos (ingresos)

Rend. antes de imp., der. y aprov.

Imp., der. y aprov.

Pérdida neta

2005

31% 6% 7%

2004(26.3)490.1

(4.2)799.4

329.0

470.4 474.6

Estado de resultados auditadodel 1 de enero al 31 de diciembre de cada año

(76.3)

(7.4)928.6

429.9

498.8 506.1 580.6

(1) Costo integral de financiamiento

18%

Efecto acumulado por nuevo pronunciamiento contable: (10.8) en 2004 y (1.7) en 2005


Concepto Principales diferencias (miles de millones de pesos)

Diferencia Descripción

CIF (1) +11.4 • Cancelación de derivados implícitos por cambio en el criterio para su determinación

Otros ingresos +3.1 • Ingreso por coberturas de gas natural (5.7) y una disminución en ingresos diversos (-1.9) y reaseguros de Kot Insurance (-0.7)

Impuestos +2.0 • Provisión para impuestos diferidos de PGPB

Pérdida neta +35.8

Principales diferencias entrecifras auditadas y preliminares

Efecto acum. Inic. pronunc. contable -4.1 • Cambio de criterio para la determinación de derivados implícitos de

conformidad con el Boletín C-10

• Provisiones por juicios legales+7.6

Costos y gastos de operación

• Reevaluación del costo de ventas por rotación de inventarios+6.9• Deterioro de activos en Pemex Petroquímica de conformidad con el

Boletín C-15 “Deterioro en el valor de los activos”+3.4

• Gastos de mantenimiento no capitalizable+2.6

• Reducción de la reserva para taponamiento y abandono de pozos-1.4

• Reclasificaciones de gastos varios a gastos de venta correspondientes a la reserva de cuentas malas y dudosas

+1.4



113.0 106.6

614.4 643.2

251.7 292.8

2004 2005

979.11,042.6

Circulante

Total del activo:

Fijo

Otros

+63.5

Variación

+41.1

+28.8

-6.4

Activos

34.5121.2 156.1

315.4 375.7

508.0537.7

-26.9

2004 2005

Deuda

Reserva laboral

Otros

+29.7

+60.3

-61.4

Pasivos y patrimonio

Variación

Patrimonio:

979.1+63.5

+34.9

Total pasivo + patrimonio:

1,042.6

Miles de millones de pesos al 31 de diciembre de 2005

Estado de situación financiera auditadoal 31 de diciembre de cada año


Patrimonio al 31 de diciembre de cada añoMiles de millones de pesos al 31 de diciembre de 2005

Variación2004 2005

Patrimonio 34.5 (26.9)

Certificados de aportación "A" -89.8 89.8

(61.3)

Aportación patrimonial 44.633.7 78.3

Efecto reserva laboral (7.2) (27.3)

Utilidad integral (6.6)- (6.6)

Exceso o insuficiencia en el patrimonio 7.6136.8 144.4

Rendimiento (pérdida) acumulado (86.9)(218.6) (305.5)De años anteriores (37.0)(192.3) (229.3)Rendimiento (pérdida) del ejercicio (49.9)(26.3) (76.3)

(20.1)


Contenido





EBITDA (1)

Ventas totales

150.2

179.3

241.4 19%

21%

27%

Rendimiento antes de impuestos, derechos y aprovechamientos 124.6

Miles de millones de pesosMiles de millones

de dólares

7.8Rendimiento (pérdida) neto 5.3

141.7

202.4

(1) Ingreso antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización. Excluye IEPS

Principales aspectos financieros

Ene – Mar 2005

Ene – Mar 2006 Variación

25.7

2.4

37.6

39.1

Ene – Mar 2006

13.8

0.7

16.5

22.2

46%


Principales aspectos operativos

Producción

Ene – Mar 2005

Ene – Mar 2006 Variación

3,784 1%• Hidrocarburos líquidos

(Mbd) 3,754 30

• Crudo (Mbd) 3,345 1%3,316 29

• Gas natural (MMpcd) 5,094 10%4,640 454

• Líquidos del gas (Mbd) 439 0%438 1

Quema de gas (como porcentaje de la producción total de gas natural) 3.2%2.8%


2,410 2,376

906 969

Ene - Mar2005

Ene - Mar2006

Producción de crudo (Mbd)

1%

3,316 3,345

Ligeros

Pesado

Producción de crudo y gas natural

27% 29%

73% 71%

100% 100%

2,900 3,025

1,740 2,069

Ene - Mar 2005

Ene - Mar2006

Producción de gas natural (MMpcd)

10%

4,640 5,094

No asociado

Asociado

38% 41%

62% 59%

100% 100%Envío de gas a la atmósfera• MMpcd

2.8% 3.2%

130 163• Como % de la

producción


Perforación

155 154

21 16

Ene - Mar2005

Ene - Mar2006

Pozos de exploración y desarrollo(Número de pozos perforados)

176 170

Exploración

Desarrollo

12% 9%

88% 91%

100% 100%

Variación

-24%

-1%

-3%


Reservas al 31 de diciembre de 2005Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente

16.5 11.3

5.1

Probadas(1P)

Desarro-lladas

No desarro-lladas

Crudo: 72% 76% 63%

Gas seco: 17% 15% 21%

Condensados y líquidos de planta: 11% 9% 16%

31%

69%

100% = 16.5

Desarrolladas

No desarrolladas

Reservas probadas 2005

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.


Proyecto Burgos

Principales objetivos: • Incrementar tanto las reservas de gas natural

como la producción de gas natural

Actividades programadas:• Perforación y terminación de 38 pozos

exploratorios y 321 de desarrollo• Reparaciones mayores a 215 pozos• Adquisición de 1,460 km de información

sísmica 2D y 547 km2 de información sísmica 3D

Producción esperada de gas natural:• 1,330 MMpcd en el 2007• 1,920 MMpcd en el 2011

• Alcanzar una producción de 1,264 MMpcd de gas natural

• Incorporar una reserva 3P de 498 MMMpc de gas natural

Metas 2006:

Inversión total estimada (2007-2021):• US$14 miles de millones

Proyecto Burgos

Piedras Negras

Sabinas

Burgos

CoahuilaE.U.A.

Golfo de México

Tam

aulip

as

Tam

aulip

as

NuevoLeón

Piedras Negras

Sabinas

Burgos

CoahuilaE.U.A.

Golfo de México

Tam

aulip

as

Tam

aulip

as

NuevoLeón

Piedras Negras

Burgos

Piedras Negras

Sabinas

Burgos

CoahuilaE.U.A.

Golfo de México

Tam

aulip

as

Tam

aulip

as

NuevoLeón

Piedras Negras

Sabinas

Burgos

CoahuilaE.U.A.

Golfo de México

Tam

aulip

as

Tam

aulip

as

NuevoLeón

Piedras Negras

BurgosBurgos


Proceso de gas, producción de gas seco y producción de líquidos del gas natural

3,199 3,253

764696

Ene - Mar2005

Ene - Mar2006

Proceso de gas en tierra (MMpcd)

3%

3,895 4,017

Dulce

Amargo

18% 19%

82% 81%

100% 100%

Ene - Mar2005

Ene - Mar2006

Producción de gas seco (MMpcd)

4%

3,148 3,284

Ene - Mar2005

Ene - Mar2006

Producción de líquidos del gas natural (Mbd)

0%

438 439


482 450

356 334

438 439

317321

Ene - Mar2005

Ene - Mar2006

764 741

553 524

Ene - Mar2005

Ene - Mar2006

Proceso de crudo (Mbd)

-4%

1,317 1,265

Corrientes pesadas

Corrientes ligeras

Proceso de crudo y producción de refinados

42% 41%

58% 59%

100% 100%

Producción de refinados (Mbd)

1,597 1,540

Otros(1)

DieselCombustóleoGasolinas

Variación

100% 100%

-4%

0%

-1%-6%

-7%

28% 28%20%22%30%

21%22%29%

(1) Incluye gas licuado de petróleo y turbosina, entre otros.


Margen variable de refinación y franquicias

Ene - Mar2005

Ene - Mar2006

Margen variable de refinación(US$ por barril)

-4%

5.05 4.84

Número de franquiciasAl 31 de marzo de 2006

Ene - Mar2005

Ene - Mar2006

6%

6,826 7,268


Producción de petroquímicos y otros aspectos operativos de petroquímica

Ene - Mar2005

Ene - Mar2006

2,240 2,155

2,656 2,623

Producción de petroquímicos (Mt)

Amoniaco

Etileno

Otros

Variación

-1%49%-6%

-4%

276 259140 209

5%

11%

84%

8%

10%

82%

100% 100%

Nueva planta petroquímica

• Durante el segundo trimestre de 2006, PEMEX espera iniciar operaciones de la planta “swing” en el Centro Petroquímico Morelos, en Coatzacoalcos, Veracruz

• La planta tendrá una capacidad de producción de 300 Mtanuales de polietileno lineal de baja densidad o polietileno de alta densidad, indistintamente


Comercio internacional: crudo

1,613 1,598

405243

Ene - Mar2005

Ene - Mar2006

Volúmenes de exportación de crudo(Mbd)

8%

1,856 2,003

Ligeros 13%

87%

20%

80%Pesado

100% 100%Precio de la mezcla mexicana (US$ por barril):

Distribución100% = 2,003 Mbd

34.65 49.85

2%8%

81%9%

Estados Unidos de América

Europa

Resto de América

Lejano Oriente


Comercio internacional: otros productos

Productos refinados(Mbd)

Petroquímicos(Mbd)

Gas natural(MMpcd)

Exportaciones Importaciones

369 450

22%

167 164

- 2%

219 206

Ene - Mar2005

Ene - Mar2006

- 6%

13888

57%

691 369

Ene- Mar2005

Ene - Mar2006

- 47%


25%

Exporta-ciones

Ventas en México Exportaciones

Prod. ref. (sin IEPS)

Gas nat.

Petroq. Crudo y conden-sados

Prod. ref.

Petroq.

82.1 17.7 5.6 76.4 7.4 1.2

102.6 19.0 4.9 105.5 8.8 0.6

Estado de resultadosVentas

Miles de millones de pesos al 31 de marzo de 2006

VentasEn México(1)

19%

Ene – Mar 2006

8%

Ene – Mar 2005

202.4117.4

241.4126.6

114.9

85.0

35% 7% -12% 38% 19% - 49%

(1) Incluye IEPS


+ +

+ +=

=

Gastos de operación

Costo de lo vendido

Distribución Admin. Costo por reserva laboral

62.5 4.8 11.0

76.2 5.5 12.3

14.1

15.9

Prorrateado entre costo de lo vendido y gastos de operación



19%

Ene – Mar 2006

20%

Ene – Mar 2005

202.478.3

241.494.0

Estado de resultadosCostos y gastos de operación

22% 14% 12% 13%



Estado de resultadosRendimiento de la operación y antes de impuestos


Rend.de operación

19%


Ene – Mar 2006

Costo integral de finan-ciamiento

Otros gastos (ingre-sos)

20% 19% 21%

Ene – Mar 2005

202.478.3

124.5

3.6

124.1

(4.0)

3.6147.4 (6.4)241.494.0

150.2

• Los otros ingresos aumentaron principalmente por mayores ingresos generados por la tasa negativa del IEPS

• El rendimiento de operación creció 19% debido al incremento en ventas

2%



(1) Derecho ordinario sobre hidrocarburos(2) Impuesto Especial sobre Producción y Servicios

Imp., der., y aprov.

DOH(1) y otros

IEPS (2)

15%

Aprov. sobre rendimientos excedentes

35% -100% -79%

Ene – Mar 2006

Ene – Mar 2005

142.5 140.80 1.7

123.8 104.0 11.9 7.9

Estado de resultadosImpuestos, derechos y aprovechamientos




Rend.de operación

19%

CIF(1) y otros gastos (ingresos)


Imp., der. y aprov.

Rend. neto

Ene - Mar 2006

20% 19% 21%

Ene - Mar 2005

5.3123.8

(0.5)202.4

78.3

124.1 124.6

Estado de resultadosRendimiento neto

7.8(2.8)241.4

94.0

147.4 150.2 142.5


15%

Efecto acumulado inicial por la adopción de nuevo pronunciamiento (MMM $4.6)

46%


Reconciliación del EBITDA (1)


Rend.(pérdida) neta

Imp., der. y aprov.

IEPS CIF(2) Depre-ciacióny amorti-zación

Costo por reserva laboral

EBITDA(1)

Ene - Mar 2006

Ene - Mar 2005

(1) Ingreso antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización(2) Costo integral de financiamiento

179.30

7.8142.5

9.53.6 15.9

141.7

11.9

5.3123.8

11.53.614.1

Efecto acumulado inicial por la adopción de nuevo pronunciamiento (MMM $4.6)

15% -17% 13% 27%46% -100% 2%


Activos

Circulante

Total del activo:

Fijo

Otros

Variación

Deuda

Reserva laboral

Otros

Pasivos y patrimonio

Variación

Patrimonio:

Total pasivo + patrimonio:

Estado de situación financieraMiles de millones de pesos al 31 de marzo de 2006

115.6 108.0

624.6 660.8

299.7 345.3

Ene - Mar2005

Ene - Mar2006

+74.2

+45.6

+36.2

-7.6 39.8137.7 181.1

329.0 390.6

533.4557.7

-15.4

Ene - Mar2005

Ene - Mar2006

+24.3

+61.6

-55.2

1,039.9+74.2

+43.4

1,114.11,039.9

1,114.1



Resultados por segmento

Ventas totales2005 2006 Var %

Rend. (pérdida) de op.2005 2006 Var %

Rend. (pérdida) neto2005 2006 Var %

Exploración y producción

Refinación

Gas y Petroquímica Básica

Petroquímica

146.2 195.7 34%

89.0 97.8 10%

47.0 52.7 12%

7.6 6.1 -20%

119.3 157.3 32%

40%

-31%

161.0

(11.0)

2.2

(5.1)

(3.7)

114.7

7.4

3.2

(1.2)

0.5

202%16.9

(8.4)

1.7

(5.8)

8.1

5.6

(4.7)

4.0

(2.6)

10.1

-58%

-20%

Compañías Subsidiarias y Corporativo


416.8 422.8

Ene - Mar2005

Ene - Mar2006

Deuda total y deuda neta

27.2 30.7

506.2 527.0

Ene - Mar2005

Ene - Mar2006

Deuda total

533.4 557.7

Largo plazo

Corto plazo

Variación

100% 100%

5%

4%

13%

95%

5%

94%

6%


Deuda neta

1%


Otros aspectos relevantes

• Nuevo régimen fiscal

• Subsidio al precio del gas natural

• Incidentes


Contenido






• Las preguntas se pueden hacer sólo por teléfono

• Favor de llamar al +1 (706) 634 6687, código de confirmación 8518519

Sesión de preguntas y respuestas


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Contacto:

Relación con Inversionistas(52 55) 1944 9700

[email protected]

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