Resultados financieros al cuarto trimestre de 2009...• Pozos horizontales Número • Diseño de fractura de pozos 64 • Reducción de costos 60 71 74 79 77 70 68 56 Total: 426

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Resultados financierosal 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 respuestasPreguntas y respuestas

2

Principales aspectos financieros del 4T09

Miles de millones de pesosMiles de millones

de dólares(2)

Variación2008 2009Oct - Dic Oct - Dic

2009Oct - Dic

Ventas totales

Rendimiento antes de

264.0 314.8 50.8 19.2% 24.1

2008 2009 2009

Rendimiento (pérdida) neto

553.9%Rendimiento antes de impuestos y derechos

(31.0) 140.7 171.7 10.8

(117.6) (16.6) 101.0 (1.3) 85.9%

EBITDA(1) 110.4 181.2 70.8 64.2% 13.9

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

3

(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.

peso respecto al dólar.

Principales aspectos operativos del 4T09

Producción

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

Variación2008 2009Oct - Dic Oct - Dic

– Crudo

• Hidrocarburos líquidos

2 729 2 583 (146) -5 3%

3,088 2,953 (135) -4.4%

– Crudo

• Gas natural

2,729 2,583 (146) -5.3%

7,260 7,009 (251) -3.5%

• Petrolíferos 1,482 1,545 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% en la producción del proyecto Ku-

4Las cifras pueden no coincidir por redondeo.

parcialmente compensada por un incremento de 10.2% en la producción del proyecto KuMaloob-Zaap.

Contenido








5

Exploración y producción: exploración

Adquisición de información sísmica

5795,315

Principales descubrimientos 4T de 2009

Producción inicial

4,4306,436

4T08 4T09

Proyecto Pozo Crudo(Mbd)

Gas (MMpcd)

Crudo Ligero Marino Xux-1 5.4 24.9

4T08 4T093D (km ) 2D (km)

• La disminución en sísmica 2D se explica ó

2

Marino

Ku-Maloob-Zaap Chapabil-1 2.1 1.0

Bellota-Chinchorro Madrefil-1 5.8 7.6

principalmente a que no se adquirió información en el Golfo de México Profundo, debido a la falta de disponibilidad de barcos para tal efecto

Chinchorro

Holok-Temoa Leek-1 0.3 22.5

Delta del Grijalva Terra-1 7.9 22.3

efecto.

• Por su parte la mayor actividad sísmica 3D se debe a mayor actividad en los proyectos de Burgos y Veracruz, así

Burgos Cali-201 0.22 15.9

Trapiche-1 0.04 4.2

Cougar-1 - 7.9

6

proyectos de Burgos y Veracruz, así como en el proyecto ATG, para optimizar el desarrollo de sus campos.

Veracruz Cervelo-1A - 5.2

Exploración y producción: crudo

Producción Miles de barriles diarios

La producción de crudo disminuyó -5.3%

1,047 1,111

La producción de crudo disminuyó 146 Mbd:

- Los volúmenes de crudo pesado disminuyeron 12.4%, como

2,729 2,583

1,681 1,472

,resultado de la declinación del proyecto Cantarell, compensado parcialmente por un incremento del 10.2% en el proyecto KMZ.

38% 43%

- La producción de crudo ligero y superligero aumentó principalmente por la terminación de pozos en el

Ligero y superligero

62% 57%

Oct - Dic 2008 Oct - Dic 2009

terminación de pozos en el proyecto Delta del Grijalva y Costero Terrestre de la Región Sur, así como en el proyecto Crudo Ligero Marino de la

Pesado

p g

7

Las cifras pueden no coincidir por redondeo.

gRegión Marina Suroeste.

Exploración y producción: gas natural

3 5%

Producción (1)

Millones de pies cúbicos diarios

-3.5%

2,550 2 587

7,260 7,009 • La producción de gas natural

disminuyó 251 MMpcd debido a unareducción de 289 MMpcd de gas asociado con alto contenido de

4,711 4,422

, 2,587 asociado, con alto contenido de nitrógeno, como resultado de administrar la explotación en la zona de transición del proyecto Cantarell.

35% 37%No asociado• En contraste, el gas no asociado

aumentó 1.5% como resultado de la t i ió d l

65% 63%


Asociado terminación de pozos en el proyecto Burgos de la Región Norte.

8


(1) Incluye nitrógenoLas cifras pueden no coincidir por redondeo.

Exploración y producción: perforación

Número de pozos terminados

40.2%

2217293 209

186276

Los pozos de desarrollo fueron 276, un incremento de 89 debido

187

11% 6%Exploración

,esencialmente a mayor actividad en el proyecto ATG.

89% 94%


Desarrollo

9



Exploración y producción: avances

Avances en el cuarto trimestre de 2009

• Terminación de cuatro pozos de desarrollo, • Reparación mayor de 20 pozos y reparación menor de 13 pozos, e

Cantarell

p y p y p p ,• Instalación de tres plataformas recuperadoras de pozos tipo tetrápodo, Akal-

TGP2, 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 plataforma de producción PB-Ku-H,

KMZ

p 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.

• Terminación de 128 pozos de desarrollo,• Reparación mayor de 50 pozos y reparación menor de 114 pozos, yATG

• La máxima producción se alcanzó el 29 de diciembre con 881 MBPD

10

Reparación mayor de 50 pozos y reparación menor de 114 pozos, y• Creación de los laboratorios de campo.

Exploración y producción: avances en Cantarell

700

750

800

150

155

160

165

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

• Reducción de la declinación del campo Akal del 38% en 1S09 a 12% en 2S09500

550

600

650

Qo (

MB

PD

)

130

135

140

145

No. P

ozos

Act

ivos

38%

12% en 2S09

• Mantenimiento de la producción

400

450

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Año 2009

115

120

125

Qo (MBPD)Número de Pozos Operando

12%

4800

39815 39845 39875 39906 39936 39967 39997 40027 40058 40088 40119 40149

170

• Incremento de la presión del yacimiento en la zona de gas

• La productividad por pozo se ha 4000

4200

4400

4600

150

155

160

165

D/

Po

zo

)

vo

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

3200

3400

3600

3800

130

135

140

145

Qo

(N

orm

aliza

da

BP

D

No

. P

ozo

s A

cti

v

0%

11

2800

3000

3200

120

125

130

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Numero de Pozos Activos Qo Normalizada AKAL

Exploración y producción: avances

Avances en el cuarto trimestre de 2009

• Terminación de cuatro pozos de desarrollo, • Reparación mayor de 20 pozos y reparación menor de 13 pozos, ep y p y p p ,• Instalación de tres plataformas recuperadoras de pozos tipo tetrápodo, Akal-

TGP2, TR y Akal-MA.• Para el campo Akal-Nohoch, se mantiene al cierre de 2009 una declinación del

12%.

Cantarell

• Terminación de tres pozos de desarrollo,• Reparación mayor a 8 pozos y menor a 14 pozos, • Instalación de la plataforma de producción PB-Ku-H,p 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.

KMZ

• Terminación de 128 pozos de desarrollo,• Reparación mayor de 50 pozos y reparación menor de 114 pozos, y

• La máxima producción se alcanzó el 29 de diciembre con 881 MBPD

ATG

12

Reparación mayor de 50 pozos y reparación menor de 114 pozos, y• Creación de los laboratorios de campo.

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

Otras actividadesLaboratorios de campoEstrategias de acción

• Concentración en la generación

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


PerforaciónPozos

108107

Total: 794 Total: 505

43 44 51 51 5061

5371 73

82107

58 5463

5539

3040 34 34 34 35 29

• Cambio de estrategia a terminación vs. perforación

Terminación

• Pozos horizontales

Número • Diseño de fractura de pozos

• Reducción de costos64 6071 74 79 77

70 6856

Total: 426 Total: 688

23 26 2131 29

47

2532

43

25

5646

40 37 35 35

14

201012009(1) Estimado

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


717Sísmica 3D (Km2)

60

Producción de crudoMbd

Pozos perforados

Plataformas de perforación

505

112

20

40

Promedio= 47.8 Mbd

Real 2009 29.5 Mbd

Pozos terminados

Pozos f d

688

1,396

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

Producción de gasMMpcd

ENE ------------------------------------------------------------------------ DIC

fracturados

Mantenimiento a pozos

Bombeo

364

617

,

60

90

120

p

Promedio= 88.0 MMpcd

neumático617

CAPEX (Ps.) 20,7640

30

60

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

Real 2009 78.8 MMpcd

ENE ------------------------------------------------------------------------ DIC

15

Contenido








16

Organismos industriales: refinación de crudo

5.3%

Proceso de crudo Miles de barriles diarios

471 498

• El proceso total de crudo aumentó 5.3% debido a menormantenimiento, en línea con el programa de mantenimiento de

1,249 1,315

778 817

programa de mantenimiento de plantas en el Sistema Nacional de Refinación (SNR).

• El proceso de crudo ligero y

38% 38%

p g ycrudo pesado aumentó 5.0% y 5.7%, respectivamente.

• La capacidad utilizada de ó óCrudo pesado

62% 62%

Oct Dic 2008 Oct Dic 2009

Crudo ligero

destilación incrementó a 86.0%, 4.0 puntos porcentuales más que en el 4T08.

Crudo pesado

17



Organismos industriales: proceso de gas natural

6 0%5.5%

Proceso de gas en tierra Millones de pies cúbicos diarios

Producción de gas secoMillones de pies cúbicos diarios

6.0%

993 1,0883,448 3,639

4,236 4,491

3,243 3,403

993 1,088


Producción de líquidos de gas naturalProducción de líquidos de gas naturalMiles de barriles diarios

23% 24%

3.1%

359 370Dulce

77% 76%

23% 24%

Amargo

18




Organismos industriales: petrolíferos

Producción de petrolíferos Miles de barriles diarios Variación

1,482 1,545

4.3%

295 346

335 338

1,482 1,545

0.9%

17.3%

396 398

455 464La producción total aumentó 63 Mbdprincipalmente por mayor

0.5%

2.0%

Diesel

CombustóleoOtros(2)

p p p yproducción de combustóleo.

27% 26%20% 22%23% 22%

31% 30%Otros(2)

Gasolinas(1) Oct - Dic 2008 Oct - Dic 2009

19

(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.

Organismos industriales: margen variable de refinación y franquicias

Margen variable de refinaciónDólares por barril

Número de franquiciasAl 31 de diciembre de

5.4%-30.9%

8 351 8 8031.612.33

Ene - Dic 2008 Ene - Dic 2009 2008 2009

8,351 8,803

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

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

20

p ,

Organismos industriales: petroquímicos

Producción neta de petroquímicos(1)

Miles de toneladasVariación

-23.5%

La disminución en la producción se debió principalmente a:

920 703 8

18184 125.0%

- trabajos de mantenimiento programados en las plantas asociadas a la elaboración

728510

175 -4.9%

-29 9%

Etileno

de aromáticos y derivados del metano; y

- problemas técnicos en la

29.9%

1% 2%

20% 25%Etileno

Otros

- problemas técnicos en la planta Amoniaco VI.Amoniaco 79% 73%

25%


21

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


Contenido








22

Comercio internacional: crudo

Distribución de exportaciones100% =1,249 Mbd

-12.0%

Volúmenes de exportación de crudo (1)

Miles de barriles diarios

Estados Unidos

171 84%

1,420 de América

1,249

1,2491,040

2092%

9%5%

Resto de América

Europa

88% 83%

12% 17%LigerosPesado

Europa

Lejano Oriente

83%


Pesado

Precio promedio de 0 3

23

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

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

70.3745.74

Comercio internacional: otros productos

G l

Exportaciones Importaciones

-69.0% 19.1%

Gas natural secoMillones de pies cúbicos diarios

198

61 397 473

8.3% -3.1%

206 223547 530

PetrolíferosMiles de barriles diarios

178Petroquímicos

30.5%163.2%

24

76201


137 178


Miles de toneladas

Fuente: PMI ® excepto gas natural seco.

Contenido








25

Estado de resultados: ventas

En el país

160.4

De exportaciónMiles de millones de pesos

132.9 5.8 88.3 0.2 14.0 21.7 102.5

264.0

Oct - Dic2008

1.3% 47.5% -25.8% 76.8%42.5% 204.3%5.5% 6.6%

2008

19.2%

140.2 6.2 16.1 125.8 24.7 0.6 162.4

314.8

Ventas(1) En el país

De exporta

Petro-líferos

Petroq. Crudo, gas y condens

Petro-líferos

Petroq.

140.2 6.2

Gas nat. seco

16.1 125.8 24.7 0.6 3 .8

151.1Oct - Dic

2009

26

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

país exporta-ción

ados

Estado de resultados: costos y gastos de operación

Miles de millones de pesos

+ +213 0 11 7 20 6 242.8

245 3 28.7

Oct - Dic2008

+ += 213.0 11.7 20.6 264.0

245.3

22 7% 30 8% 12 2%200820.1%

22.7% 30.8% -12.2%19.2%

33.1

314.8

+ += 164.8 8.1 23.1 314.8

195.9

Gastos generales

Costo de ventas

Distrib. Admón. Costo neto de beneficios a empleados

Ventas Costos y gastos de operación

Oct - Dic2009

27

Gastos generalesventas empleadosoperación


Estado de resultados: rendimiento neto


35.7

(85.4)18.8

(31.0)

( )

(86.6)(117.6)Oct - Dic

2008

533.2% -57.4% 107.7% 85.9%553.9% -81.5%

140.7 (157.3)

6.6

118.915.2

Oct - Dic2009

RIF(2) Rdto. antes de imptos., d

Imptos., der. y

Rdto. de operación

Rdto. neto (pérdida)

+ Otros ingresos (gastos

+ = - =

(16.6)2009

28

der. y aprov. aprov.

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

(gnetos)(1)

Estado de situación financiera

Activos Pasivo y patrimonio


Variación Variación

Total: Total:1,237 1,381 1,237 1,381 11.6%11.6%

364398

DeudaCircu-lante 7.7%

587

632

9.3%

845 968Fijo

Reserva l b l

587

57614.5%

27 15

845Fijo

Otros

laboral

Otros

P t i

16.4%

128 191

495576

-44.4% 49.2%

29

Dic 08 Dic 09

Otros Patri-monio:


27 (18)Dic 08 Dic 09

Deuda total y deuda neta

64%

Deuda total Deuda neta


6.6%7.7%

91.2 102.6 472 5 503.7

631.9 586.7

495.5 529.3

472.5 503.7

Dic 08 Dic 09C • La deuda neta total aumentó 6.6%,

a Ps. 503.7 miles de millones, equivalente a US$38.6 miles de millones.Largo

Corto plazo

16% 16% llo es.

• La deuda total aumentó 7.7%, a Ps.631.9 miles de millones, equivalente a US$48.4 miles de

plazo

84% 84%

30

(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.

q $millones.(1)Dic 08 Dic 09

Contenido








31

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 de Pemex-Refinación

• El 28 de diciembre de 2009 el presidente Felipe Calderón Hinojosa designó a Miguel Tame Domínguez como Director General de Pemex-Refinación.

• El 4 de enero de 2010 el presidente Felipe Calderón Hinojosa designó a Jordy Herrera Flores como Director General de Pemex-Gas y Petroquímica Básica.

Dirección General de Pemex-Gas y Petroquímica

Básica

• Esteban Levin Balcells, como Director Corporativo de Administración;Consejo de

Administración

Administración

25 de enerode 2010

Cambios en Di ió

Tecnología de i f ió

Finanzas

• Mauricio Abraham Galán Ramírez como Director

• Carlos Treviño Medina, como Director Corporativo de Finanzas; y

32

Dirección Corporativa de:

información y Procesos de

Negocio

• Mauricio Abraham Galán Ramírez, como Director Corporativo de Tecnología de Información y Procesos de Negocio.

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

33

Emisiones recientes

• Durante el cuarto trimestre de 2009, Petróleos Mexicanos obtuvo US$594 millones de líneas de crédito garantizadas por Agencias de Crédito a la Exportación

Líneasde

crédito

• 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%.

Exportación.crédito

• El 4 de febrero de 2010 , Petróleos Mexicanos emitió Certificados Bursátiles por aproximadamente Ps.15 mil millones en tres tramos:

• aproximadamente Ps. 8.0 miles de millones con vencimiento en 2015 Mercado

decapitales

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)

34

El 11 de febrero de 2010, Petróleos Mexicanos emitió bonos (reapertura) por CHF150 millones con vencimiento en 2014 y cupón anual de 3.5%.

Contenido








35

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

36

www.pemex.com

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