Source: https://www.scribd.com/document/160289364/Presentaciones-de-Pemex-a-inversionistas-2013
Timestamp: 2016-09-24 20:56:45+00:00

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Presentaciones de Pemex a inversionistas 2013
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Advertencia respecto a proyecciones a futuro y nota precautoria (1/3)
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  A menos que este especificado diferente, 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 30 de septiembre de 2012 de Ps. 12.8521 = 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.
Advertencia respecto a proyecciones a futuro y nota precautoria (2/3)
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  La información de reservas de hidrocarburos fue dictaminada favorablemente por la Comisión Nacional de Hidrocarburos el 24 de febrero de 2012 con base en su resolución CNH.E.01.001/12 tal y como se señala en los términos del artículo 10 del Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo. Solo resta la publicación por parte de la Secretaría de Energía tal y como se señala en el artículo 33, fracción XX de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal.  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. Huasteca, 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.
Advertencia respecto a proyecciones a futuro y nota precautoria (3/3)
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 20F 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 PemexPetroquímica. La principal compañía subsidiaria es PMI.
• Estabilización de la producción • Diversificación de proyectos
• Incremento de la tasa de restitución de reservas • Nuevos modelos de negocios • Mejor estrategia de explotación en ATG/Chicontepec • Contratos Integrales • Nuevos procesos de compras y adquisiciones
• Sustentabilidad y protección ambiental
2,607 2,578 2,567 2,552 2,572 2,558 2,525 2,547 2,537 2,540 2,541
308 835 316 830 322 835 332 839 330 845 342 784 346 777 321 826 325 832 319 831 325 826
1T12 Pesado
Se han realizado importantes esfuerzos operativos para estabilizar la producción.
Contra los pronósticos, la producción se ha mantenido estable
3.26 3.08 2.79
Real Proyeccion internacional 2009 * Proyeccion internacional 2010 * Proyeccion internacional 2011 * Plan de Negocios 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
2011 2012** 2013
Diferencia vs. real 2011 Proyección 2009 2010 2011 (MMbd) - 0.19 - 0.22 - 0.13 (%) -7 -8 -5 Valor (MMusd) 7,040 7,966 4,837
* Promedio de las proyecciones de: EIA Annual Energy Outlook;OPEC World Oil Outlook y P&G Global Petroleum Market Outlook ** 2012 estimado de cierre Plan de Negocios escenario 1 Estimación del valor de las diferencias con precio de 101 Usd/bl
Evolución de la producción de petróleo crudo
Pronóstico Cantarell Actual
TACC1: 7.9%
1,500 Producción s/Cantarell
La producción de PEMEX depende hoy de un mayor numero de activos productivos
(1) Tasa anual de crecimiento compuesto. Note: TACC de México de 2005-2011 fue -4.4%. Fuente: Purvin & Gertz 2005-2011
Costos de Produccióna USD @ 2011 / bpce 4.61 5.1 6.44 5.09 5.38 6.12 Costos de exploración y desarrollo USD @ 2011 / bpce 13.48 12.17 11.27 12.48
Costos de Producción1 USD @ 2011 / bpce Pemex Total Statoil Exxon Conoco BP
6.12 6.57 7.19 9.45 9.70 10.08 10.86 11.0 12.89 13.98
a) Fuente: Forma 20F 2010 b) Promedio trianual c) Incluye gastos indirectos de Admón.
Costos de exploración y desarrollo2 USD @ 2011 / bpce
Eni Shell
Shell BP Total Exxon Conoco Petrobras Pemex Eni Chevron Statoil
9.71 11.85 12.86 13.92 14.24 14.85 16.13 18.71 21.47 27.99
(1) Fuente: Reportes anuales y reportes de la SEC 2010 (2) Cálculo con base en John S. Herold, Operational Summary; Reportes anuales e informes a la SEC 2010.
Aumento sostenido en tasa de restitución de reservas
Tasa de Restitución de Reservas 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0%
128.7% 102.1% 56.9% 59.2% 59.7% 41.0% 65.7% 71.8% 50.3% 26.4% 77.1% 103.9% 107.6% 85.8% 101.1%
Se alcanzó la meta de restitución de reservas 1P del 100% antes de los establecido en el plan de negocios.
“E” se refiere a estimado.
Pemex esta dentro de las empresas con mayor incorporación de reservas
Incorporación de reservas probadas (1P) por exploración y reclasificación. 2011 (Mmbpce) 1819 1428 1455 1182 995 947 688
BP (GLOBAL)*
* Incluye adquisición y venta de reservas Fuente: IHS Herold
México tiene un gran potencial petrolero
Cuencas productoras Crudo y Gas Gas
Prod. Acum. 1P
Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente
Reservas 2P 3P Recursos Prospectivos Conv. No Conv.
TampicoMisantla
Burgos Exploración en aguas profundas Plataforma Golfo de Yucatán México
Sureste 44.3 Tampico Misantla Burgos Veracruz Sabinas Aguas Profundas Plataforma Yucatán 6.4 2.3 0.7 0.1 0.0
12.1 1.0 0.4 0.2 0.0 0.1
18.2 7.0 0.6 0.2 0.0 0.2
24.4 17.7 0.8 0.2 0.0 0.7
20.1 2.5 30.7 2.9 12.9 1.6 0.6
0.4 16.0 26.6 0.5
PEMEX cuenta con un gran potencial en reservas de hidrocarburos convencionales
54.6 60.2
Proyectos de desarrollo y explotación
Principales descubrimientos 2006-2011
Reservas 3P Millones de barriles de petróleo crudo equivalente
Tsimin Kayab Xux Ayatsil Trion Pit Kinbe 350.0 340.0 335.9 194.6 464.9 591.0 500.0 889.4 852.1 1,156.7
Lakach Piklis Tekel Lalail Kuil Homol
164.7 143.2 135.0 122.2 112.7 111.7 Aceite pesado Aceite ligero Gas y condensados Gas húmedo
Pareto Utsil
Principales descubrimientos 2011 Campo Kinbe  Aguas Territoriales del Golfo de México sobre un tirante de agua de 22 metros  El pozo Kinbe-1 aportó un producción inicial de 4,800 bpd de aceite de ligero de 37 °API Campo Pareto  Mayor descubrimiento de aceite en la Región Sur.  Poducción inicial cercana a los 4,000 bpd de aceite ligero (43° API) Campo Emergente (Shale Gas)  Primer descubrimiento comercial en este tipo de rocas.  Incorporación de reservas totales o 3P de 81 MMMpc de gas natural  Continúa con la actividad exploratoria (perforación los pozos Montañes-1, Nómada-1 y Percutor-1)
La aplicación de nuevas tecnologías ha dado resultados en Chicontepec
Sector 3 Sector 2 Sector 5
Actividades clave  Prácticas operativas (perforación de pozos)  Recuperación mejorada
Sector 4 Sector 6
 Reducción de costos  Mejora en tasas de declinación
Mbd 80 70 35 mbd 60 50 40 30 20 10 0 07-09 12-09
75 mbd
03-11 Crudo Pesado
08-11 Crudo Ligero
Contratos Integrales: Campos Maduros
Campo Empresa Contratada Petrofac Facilities Mngt. Ltd. Petrofac Facilities Mngt. Ltd. Dowell Schlumberger Empresa Contratada Cheiron Holdings Limited Petrofac Facilities Mngt. Ltd. - Dowell Schlumberger Monclova Pirineos Gas – Alfacit del Norte Monclova Pirineos Gas – Alfacit del Norte Tarifa contratada US$/b 5.01 5.01 9.40 Tarifa contratada US$/b 5.01 7.00 4.12 3.49 7.90 Inversión mínima US$MM 205 117 33 Inversión mínima US$MM 33 35
Producción Incremental (Mbd)
Magallanes Santuario Carrizo
Campo Altamira Panuco
Tierra Blanca San Andrés Arenque
24 24 50 Aguas Profundas Después del 2012
Petrofac Facilities Mngt. Ltd.
Campos Maduros en las Regiones Sur y Norte
Campos Maduros en la Región Norte y Chicontepec
Mejoras en Procesos de Compras y Adquisiciones (1/2)
• Mayor poder de negociación • Análisis integral de oferta y demanda • Estrategia de ejecución de corto, mediano y largo plazo • Nuevo marco legal • Importante generación de ahorros
• Identificar y aprovechar oportunidades de mercado
• Mejores términos y condiciones de contratación
Mejoras en Procesos de Compras y Adquisiciones (2/2)
Ahorro1 25%
Esquema de renta tradicional
Nuevo esquema de renta
Ahorro1 18% - 20% Ahorro1 35%
Consumo promedio de 185 a 200 MTA2
(1) Estimado. (2) Miles de toneladas anuales.
Nuevo esquema de contratación
Ahorro1 MMPs. 465
Meta1 de reducción de emisiones de CO2 de 2009 a 2012 = 9.94 Mmton, con respecto a 2008 Reducción total de emisiones de CO2 de 2009 a 2011 = 13.3 Mmton, con respecto a 2008
900 MTCO2 e/año = US$MM5.6
Emisiones de CO2 (MMton) -24%
50.2 6.5 7 21.8
7.1 17.9 13.9
41.5 6.4 6.8 14.1 14.3 CPQ. Cangrejera
Cogeneración = Reducción CO2 = Ingresos Adicionales CPQ. Morelos
PREF 410 MTCO2 e/año = US$MM2.6 430 MTCO2 e/año = US$MM2.6 18
(1) Fuente: PECC. (*) Estimado.
• Plataforma de producción
Incremento en producción Aguas profundas Recursos Shale Ejecución de mejoras operativas y administrativas
• Avances tecnológicos y operativos
• Fortalecimiento de procesos operativos •
Modernización y ampliación de capacidad instalada
Fortalecimiento de la industria petrolera
PEMEX tiene un gran potencial
2,700 Histórico Proyección Contratos Integrales
Tsimin Xux Ayatsil Tekel Contratos Integrales ATG
Inversión (MMM$)
Actividad en Aguas Profundas
Inversión total 2002-2011: 49 mil millones de pesos.
Información sísmica 3D : 107,762 km2 Pozos perforados:21. De los cuales 11 son productores. Reservas 3P descubiertas: 736 Mmbpce. Índice de éxito comercial: 47%. PEMEX ha establecido acuerdos de colaboración con: Shell, BP , Petrobras, Intec, Heerema, Pegasus, etc. Durante el 2012 se programo la perforación de 6 pozos de los cuales 3 fueron exitosos, 2 se encuentran en perforación y uno fue no exitoso
Trion-1 y Supremus-1, otorgan mayor certidumbre a los recursos prospectivos del proyecto Área Perdido, que podrían ascender a 13 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente
Pemex está preparado para desarrollar los recursos de shale
 PEMEX ha identificado 200 oportunidades exploratorias.  PEMEX estima recursos prospectivos de gas lutitas de 150 a 459 MMMpc, que representan de 2.5 a 7 veces las reservas 3P convencionales de gas de México.
Burro-Picachos Sabinas Burgos MZ
Aceite Gas y condensado Gas seco Gas y aceite en estudio
 De acuerdo a la Agencia Internacional de Energía, los recursos de gas lutitas podrían alcanzar 681 MMMpc, considerándose la cuarta reserva más grande a nivel mundial.  Los pozos Habano-1 y -1 Emergente han verificado la continuación de gas húmedo y gas seco en las zona de Eagle Ford.  El pozo Percutor-1, que produce gas seco, confirmó la continuación de la zona de Eagle Ford en la región de Sabinas.  Los pozos Nómada-1 y Montañés 1-están en fase de terminación en las zonas de aceite y gas húmedo, respectivamente.
Burro-Picachos
Aceite Gas y condensado
Burgos MZ
Gas seco Gas y aceite en En estudio
Mejoras operativas, administrativas y estructurales Capturar Oportunidades Económicas
Ampliar la red de ductos en el norte y centro del país
Incrementar capacidad de trasporte y proceso de gas natural
Implementar y desarrollar nuevos modelos de negocio
Impulsar el crecimiento de cadenas de mayor valor agregado
Refinación: Programa de Mejora de Desempeño Operativo (MDO)
230 oportunidades identificadas en 4 de 6 refinerías… No. de oportunidades …equivalentes a 1.2 miles de millones de dólares una vez capturadas por completo Million USD per annum
Desarollo Implementación Implementación/ con capital Fase de monitoreo Total
85 52 62 10 21 230
569 382 110 109 1,170
 Valor económico suma una ganancia neta de ~3.39 USD/barril, basado en precios de octubre de 2010.  Solo 9.5% de las inciativas asumen gastos de capital.
Fuente: MDO
Banxico Saudiaramco Petrochina Petronas Sinopec Statoil/Noruega Petrobras/Brasil Ecopetrol/Colombia
Ente comercial: no paraestatalidad
Flexibilidad y gobierno corporativo Operación como empresa
Competencia de Pemex en el mercado nacional e internacional
Tiempo Posibles estados terminales Factores  Nuevo Gobierno Corporativo (OECD) críticos  Saneamiento financiero  Independencia presupuestal  Bonos ciudadanos
 Emisión de acciones  Competencia por  Contrataciones no sujetas concesiones a LA ni a LOP  Mercado de productos  Cambio constitucional finales abierto (paraestatalidad)  Cambio constitucional  Autonomía en materia de (áreas estratégicas)
control y remuneraciones
Principales resultados financieros 3T12
2011 2012 Tercer trimestre 2011 2012 Miles de Millones de dólares 30.5 14.1 15.6 31.8 16.0 17.2
Miles de Millones de pesos Ventas totales1 Rendimiento bruto Rendimiento de operación Rendimiento antes de Impuestos y derechos Impuestos y derechos Rendimiento (pérdida) neta EBITDA2 392.1 181.6 200.8 408.9 205.6 221.3
4.3% 13.2% 10.2%
212.8 (81.5) 253.2
223.4 23.9 282.8
17.4 1.9 22.0
(1) Excluye IEPS. (2) Ingresos antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización.
Miles de millones de dólares 30.4 25.4 23.2 20.8 18.6 13.8 19.1
30.0 27.3 2.0% PemexPetroquímica
2.0% Petroquímica
Básica PemexRefinación PemexExploración y Producción
Pemex-Gas y
2011 2012 E 2013 E 2014 E 2015 E 2016 E
 Las cifras son nominales y pueden no coincidir por redondeo.  Considera gasto de mantenimiento de E&P .  “E” significa Estimado , para fines de referencia, las conversiones cambiaras de pesos a dólares de los E.U.A. se han realizado al tipo de cambio de Ps. 13.18/U.S.$1 para el 2012 y de Ps.12.9 para 2013 en adelante.  Incluye el CAPEX complementario no programado
Usos y fuentes esperados en 2013
Precio: 85.0 USD/b Tipo de cambios: Ps.12.9/USD Producción de crudo: 2,550 Mbd Exportación de crudo: 1,184 Mbd
26.0 22.4 37.3
6.4 5.2 Caja inicial Recursos Financiamiento generados por la operación Total Inversión total (CAPEX) Pago de deuda 4.9 Caja final
Endeudamiento neto: 3.3 USD
Programa de financiamientos 2012 cierre preliminar
Principales Emisiones
 Bono por USD$2.1 mil millones, cupón 4.875%,
Mercados Internacionales Dólares Otros Mercados
 Bono por CHF$0.3 mil millones, cupón 2.5%,
vencimiento en 2019
5.3 4.9 0.5
 Bono por AUD$0.15 mil millones, cupón 6.125%,
 Bono por USD$1.75 mil millones, cupón 5.50%,
vencimiento en 2044
CEBURES BANCARIOS Agencias de Crédito a la Exportación (ECAs) Otros
1.9 0.2 1.5 0.6
 Bono Garantizado por USD$1.2 mil millones.
Vencimiento en 2022 “Exim-Bonds” 3 tranches 2.0%, 1.95% y 1.75%, respectivamente.
 Reapertura Bono por USD$1.0 mil millones, cupón
5.50%, vencimiento en 2044
 Cebures por Ps$25 mil millones en tres tramos:
o Ps$10 mil millones reapertura cupón 7.65%, vencimiento en 2021 o Ps$11.5 mil millones cupón TIIE + 18pb vencimiento en 2017 o UDI 0.7 mil millones cupón 3.02% y vencimiento en 2028
* No incluye líneas revolventes. ** Monto máximo aprobado. Nota: Cifras pueden no coincidir por redondeo.
Emisiones totales** Pago de deuda Endeudamiento neto**
Programa autorizado de financiamientos 2013
Programa de Financiamientos 2013E 100% = 9.8 miles de millones de dólares/126.4 miles de millones de pesos Fuente
2.5 – 3.0 1.5 – 2.0 1.0 – 1.5
Mercado Nacional Agencias de Crédito a la Exportación (ECAs) Otros
Emisiones totales Pago de deuda
9.8 6.4 3.3
Mercados Internacionales Mercado Nacional Agencias de Crédito a la Exportación (ECAs) Otros
Investor Relations (+52 55) 1944 - 9700 ri@pemex.com
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  A menos que este especificado diferente, 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 2012 de Ps. 12.8521 = 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.
Reservas de hidrocarburos  La información de reservas de hidrocarburos fue dictaminada favorablemente por la Comisión Nacional de Hidrocarburos el 24 de febrero de 2012 con base en su resolución CNH.E.01.001/12 tal y como se señala en los términos del artículo 10 del Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo. Solo resta la publicación por parte de la Secretaría de Energía tal y como se señala en el artículo 33, fracción XX de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal.
 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. Huasteca, 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.
Posición relativa de PEMEX en el mercado mexicano (1/2)
130,903 53,696
16,388 15,326 14,751
Los ingresos de PEMEX son equiparables a las 5 empresas con mas ingresos en el IPC, sin embargo, el EBITDA de PEMEX es superior al EBITDA total de todas las empresas juntas, listadas en el IPC, mostrando un buena estructura de costos y eficiencia operativa.
Top 5 IPC America Walmart Movil
54,900 20,078
America Grupo Banorte Walmart Femsa Movil Mexico
Grupo Televisa Modelo
Fuente: Bloomberg y Resultados Financieros Auditados de PEMEX 2011
Posición relativa de PEMEX en el mercado mexicano (2/2)
19,957 9,701
Hoy PEMEX invierte mas del doble que lo que invierte la empresa mexicana más grande en la Bolsa Mexicana de Valores, adicionalmente Pemex invierte más de lo que invierten todas las empresas mexicanas juntas, listadas en el IPC
Empresa clave en la industria petrolera
Top 5 Productores de Crudo (Mbd)
CNPC KPC Pemex Saudi Aramco
Top 5 Exportadores de Crudo a EUA (Mbd)
Arabia Saudita México Venezuela Canadá
 No.5 a nivel mundial como
productor de crudo desde 2008.
 No.3 a nivel mundial como mayor
exportador de crudo a EUA.
 No.13 en reservas de crudo, una posición fuerte
considerando el crecimiento orgánico de la empresa.
 No.15 en ingresos, con mas de US$100 mil millones
por ventas.
(1) Fuente: Petroleum Intelligence Weekly (PIW) 2011, The World’s Top 50 Oil Companies. (2) Fuente: U.S. Energy Information Administration, U.S. Crude Oil Imports by Country 2011.
Importancia estratégica para México
Impuestos y Derechos (US$MMM)
36.9% 31.0% 32.9%
50 30 10 -10
25.0% 20.0% 15.0% 10.0% 5.0%
% de los ingresos Federales
Ingresos petroleros como % del PIB
2005 5.85%
2006 5.24%
2007 4.47%
2008 5.68%
2010 4.49%
2,607 2,578 2,567 2,552 2,572 2,558 2,525 2,547 2,537 2,540 2,541 2,561
308 835 316 830 322 835 332 839 330 342 784 346 777 321 826 325 832 319 831 325 826 332 848
1T10 2T10 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11 4T11 1T12 2T12 3T12 4T12 Super Ligero Ligero Pesado
2,500 Pronóstico Cantarell Actual
Costos de Producción1 USD @ 2011 / bpce Pemex Total Statoil Exxon Conoco BP Eni Shell Petrobras
9.71 11.85 12.86 13.92 14.24 14.85 16.13 18.71 21.47
Sabinas TampicoMisantla
Exploración en aguas profundas Plataforma Golfo de Yucatán México
Campo Empresa Contratada Petrofac Facilities Mngt. Ltd. Petrofac Facilities Mngt. Ltd. Dowell Schlumberger Empresa Contratada Cheiron Holdings Limited Petrofac Facilities Mngt. Ltd. - Dowell Schlumberger Monclova Pirineos Gas – Alfacit del Norte Monclova Pirineos Gas – Alfacit del Norte Petrofac Facilities Mngt. Ltd. Tarifa contratada US$/b 5.01 5.01 9.40 Tarifa contratada US$/b 5.01 7.00 4.12 3.49 7.90 Inversión mínima US$MM 205 117 33 Inversión mínima US$MM 33 35
Campos Maduros en las Regiones Sur y Norte 2011
Campos Maduros en la Región Norte y Chicontepec 2012
Contratos Integrales: Chicontepec (ATG)
Area Bloques (km2) Producción Acumulada (Mboe) Reservas 3P (MMboe) Recursos Tipo de Prospectivos Hidrocarburo (MMboe) °API
Soledad Amatitlán Miquetla Humapa Miahuapan
125 230 112 128 128
40,376 393 11,084 588 43
134 993 248 341 431
128 252 86 157 101
32 – 37 34 – 44 35 27 33
Inicio del Proceso 12/20/12
Venta de Bases de Licitación 06/07/13
Periodo de Precalificación 05/27/13 06/14/13
Adjudicación 07/11/13
Firma del Contrato 07/15/13 09/20/13
Chicontepec se encuentra localizado en los estados de Veracruz y Puebla, dentro de la cuenca Tampico-Misantla. Sus reservas totales son superiores a los 17 MMMbpce, lo que representa alrededor del 40% de las reservas 3P de México.
Información sísmica 3D : 107,762 km2 Pozos perforados:21. De los cuales 11 son productores. Reservas 3P descubiertas: 736 Mmbpce. Índice de éxito comercial: 47%.
PEMEX ha establecido acuerdos de colaboración con: Shell, BP , Petrobras, Intec, Heerema, Pegasus, etc.
Durante el 2012 se programo la perforación de 6 pozos de los cuales 3 fueron exitosos, 2 se encuentran en perforación y uno fue no exitoso
Principales Resultados Financieros 2012
Miles de Millones de Pesos Ventas Totales1 Rendimiento Bruto Rendimiento de Operación Rendimiento antes de Impuestos y derechos Impuestos y derechos Rendimiento (pérdida) neta 1,558.4 786.2 888.7 794.8 874.4 (79.6) 1,646.9 819.8 908.0 907.9 902.9 5.0
5.7% 4.3% 2.2% 14.2% 3.3% 106.3
Miles de Millones de Dolares 111.4 56.2 63.5 56.8 62.5 (5.7) 126.6 63.0 69.8 69.8 69.4 0.4
(1) Excluye IEPS. (2) Ingresos antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización..
Evolución del resultado de PEMEX
111.19 112.53 83.40 107.29
126.6 114.40
En 2012 los ingresos totales fueron los mayores en la historia de PEMEX, producto de la estabilidad de nuestra plataforma de producción así como por los precios internacionales de los hidrocarburos
77.02 71.62 48.08 77.50 65.64
El nivel del EBITDA en 2012 es muestra de la capacidad de generación de flujo de PEMEX y de su alta rentabilidad
PEMEX una de las empresas petroleras mas rentables
2011 (US$MM) Ventas Rendimiento bruto Rendimiento de operación Rendimiento antes de Impuestos EBITDA Exxon Royal Dutch Shell $433,526.00 $470,171.00 $71,168.00 $73,669.00 $54,104.00 $42,715.00 $73,257.00 $55,660.00 $69,687.00 $55,943.00 Statoil BP Chevron Petrobras $115,281.98 $375,517.00 $236,286.00 $146,294.36 $58,211.42 $61,954.00 $44,260.00 $46,275.28 $37,591.70 $27,061.00 $38,299.00 $26,267.77 $38,184.72 $38,834.00 $47,634.00 $26,572.18 $46,761.06 $39,220.00 $51,210.00 $36,896.11
$111,393.00 $55,596.00 $48,707.00 $56,076.00 $76,964.00
50.49 49.91 31.63 16.42 15.67 16.50 18.73
69.09 40.56
21.67 11.90
Chevron Petrobras Pemex
43.73 32.61 12.48 9.09 Royal Dutch Shell Statoil 16.21 7.21 BP Chevron Petrobras Pemex 17.96 16.90
Margen antes de impuestos
50.34 33.12 11.84 20.16 10.34 Statoil BP 18.16
22.5 39.6 6.4
Caja inicial Recursos Financiamiento generados por la operación Total Inversión total (CAPEX) Pago de deuda
7.9 Caja final
Programa de Financiamientos 2013E 100% = 9.7 miles de millones de dólares/125.1 miles de millones de pesos Fuente
4.0 – 5.0 2.5 – 3.0 1.5 – 2.0 1.0 – 1.5
9.7 6.4 3.3
Miles de millones de dólares 30.4 25.3 23.9 20.8 18.6 13.8 15.6 14.9
27.3 2.0% PemexPetroquímica
2012 2013 E 2014 E 2015 E 2016 E
Fortalecimiento de la Industria Petrolera (1/2)
Reestructura Organizacional Corporativa
Homologación de Procesos Mayor Eficiencia Mejor Rendición de Cuentas Proceso de Toma de Decisiones mas Ágil
Fortalecimiento de la Industria Petrolera (2/2)
Incrementar el acceso a Energia Adecuada y de Bajo Costo
Reforma Energetica 2do Semestre 2013
Marco Orientado al Mercado
Atraer Capital para Explotrar los Vastos Recursos de Hidrocarburos del Pais
Variations  If no further specification is included, changes are made against the same period of the last year. Rounding  Numbers may not total due to rounding. Financial Information  Excluding (i) budgetary ,(ii) volumetric, (iii) revenue from sales and services including IEPS, (iv) domestic sales including IEPS, (v) petroleum products sales including IEPS, and (vi) operating income including IEPS information, the financial information included in this report is based on unaudited consolidated financial statements prepared in accordance with Normas de Informacion Financiera (Mexican Financial Reporting Standards, FRS) -formerly Mexican GAAP- issued by the Consejo Mexicano de Normas de Información Financiera (CINIF). — Based on FRS B-10 "Inflation effects", 2010 and 2011 amounts are expressed in nominal terms. — Based on FRS B-3 "Income Statement” and FRS “C-10” Derivative Financial Instruments and Hedging Transactions”, the financial inc ome and cost of the Comprehensive Financial Result include the effect of financial derivatives. — The EBITDA is a non-U.S. GAAP and non-FRS measure issued by CINIF.  Budgetary information is based on standards from Mexican governmental accounting; therefore, it does not include information from the subsidiary companies of Petróleos Mexicanos. Foreign Exchange Conversions  Unless otherwise specified, convenience translations into U.S. dollars of amounts in Mexican pesos have been made at the established exchange rate, at December 31, 2012, of Ps. 12.8521 = U.S.$1.00. Such translations should not be construed as a representation that the peso amounts have been or could be converted into U.S. dollars at the foregoing or any other rate. Fiscal Regime  Since January 1, 2006, PEMEX has been subject to a new fiscal regime. Pemex-Exploration and Production’s (PEP) tax regime is governed by the Federal Duties Law, while the tax regimes of the other Subsidiary Entities continue to be governed by Mexico’s Income Tax Law. The most important duty paid by PEP is the Ordinary Hydrocarbons Duty (OHD), the tax bas e of which is a quasi operating profit. In addition to the payment of the OHD, PEP is required to pay other duties.  Under PEMEX’s current fiscal regime, the Special Tax on Production and Services (IEPS) applicable to gasoline and diesel is r egulated under the Federal Income Law. PEMEX is an intermediary between the Secretary of Finance and Public Credit (SHCP) and the final consumer; PEMEX retains the amount of IEPS and transfers it to the Federal Government. The IEPS rate is calculated as the difference between the retail or “final price”, and the “producer price”. The final prices of gasoline and diesel are established by the SHCP. PEMEX’s producer price is calculated in reference to tha t of an efficient refinery operating in the Gulf of Mexico. Since 2006, if the final price is lower than the producer price, the SHCP credits to PEMEX the difference among them. The IEPS credit amount is accrued, whereas the information generally presented by the SHCP is cash-flow.
Hydrocarbon Reserves  Pursuant to Article 10 of the Regulatory Law to Article 27 of the Political Constitution of the United Mexican States Concerning Petroleum Affairs, Pemex-Exploration and Production’s hydrocarbon reserves estimates as of January 1, 2012, were reviewed by the National Hydrocarbons Commission (which we refer to as the NHC). The NHC approved our hydrocarbon reserves estimates on February 24, 2012. The registration and publication by the Ministry of Energy, as provided in Article 33, paragraph XX of the Organic Law of the Federal Public Administration, is still pending.  As of January 1, 2010, the SEC changed its rules to permit oil and gas companies, in their filings with the SEC, to disclose not only proved reserves, but also probable reserves and possible reserves. In addition, we do not necessarily mean that the probable or possible reserves described herein meet the recoverability thresholds established by the SEC in its new definitions. Investors are urged to consider closely the disclosure in our Form 20-F and our annual report to the Mexican Banking and Securities Commission (CNBV), available at http://www.pemex.com/.
Forward-looking Statements  This report contains forward-looking statements. We may also make written or oral forward-looking statements in our periodic reports to the CNBV and the SEC, in our annual reports, in our offering circulars and prospectuses, in press releases and other written materials and in oral statements made by our officers, directors or employees to third parties. We may include forward-looking statements that address, among other things, our: — drilling and other exploration activities; — import and export activities; — projected and targeted capital expenditures; costs; commitments; revenues; liquidity, etc.  Actual results could differ materially from those projected in such forward-looking statements as a result of various factors that may be beyond our control. These factors include, but are not limited to: — changes in international crude oil and natural gas prices; — effects on us from competition; — limitations on our access to sources of financing on competitive terms; — significant economic or political developments in Mexico; — developments affecting the energy sector; and — changes in our regulatory environment.  Accordingly, you should not place undue reliance on these forward-looking statements. In any event, these statements speak only as of their dates, and we undertake no obligation to update or revise any of them, whether as a result of new information, future events or otherwise. These risks and uncertainties are more fully detailed in PEMEX’s most recent Form 20-F filing with the SEC (www.sec.gov), and the PEMEX prospectus filed with the CNBV and available through the Mexican Stock Exchange (www.bmv.com.mx). These factors could cause actual results to differ materially from those contained in any forward-looking statement. PEMEX  PEMEX is Mexico’s national oil and gas company. Created in 1938, it is the exclusive producer of Mexico’s oil and gas resourc es. The operating subsidiary entities are Pemex-Exploration and Production, Pemex-Refining, Pemex-Gas and Basic Petrochemicals and Pemex-Petrochemicals. Its principal subsidiary company is PMI.
Strengthening of the Oil and Gas Industry
A Company Of Global Scale
In terms of revenue PEMEX is one of the leading companies in America and the World.
2009 World Ranking 31
Source: Fortune 500 ranking 2012.
Essential Corporate to Mexico
PEMEX's revenues are higher than the total of the top 5 companies in the Mexican Stock Exchange (BMV), PEMEX’s EBITDA is 47% higher than the sum of all the listed companies. This shows good cost structure and operational efficiency.
Source: Bloomberg and PEMEX 2012 Financial Information. *) Includes negative IEPS credit.
An Engine Of Growth in Mexico
PEMEX invests more than double the amount of what the largest company in the Mexican Stock Exchange invests, furthermore Pemex invests an amount higher to the sum of the total investment made by all the companies listed in the Mexican Stock Exchange.
Source: Bloomberg and PEMEX 2012 Audited Financial Information.
Key Contributor to the Mexican Government
Taxes and Duties (US$MMM)
Revenues from the oil and gas industry as % of the GDP 2006 8.3% 2007 7.8% 2008 8.7% 2009 7.4% 2010 7.5% 2011 7.7% 2012 7.6%
Source: SHCP and PEMEX 2012 Audited Financial Information.
Key Player on a Global Scale
 5th largest crude oil producer
 3rd largest crude oil exporter to the
 13th in crude oil reserves, a strong position
considering the company's organic growth.
 15th in product sales.
(1) Source: Petroleum Intelligence Weekly (PIW) 2012, The World’s Top 50 Oil Companies. (2) Source: U.S. Energy Information Administration, U.S. Crude Oil Imports by Country 2011.
Significant Efforts to Stabilize Production
Ku-Maloob-Zaap Aceite Terciario del Golfo
Tsimin Xux
Integrated Contracts ATG
Strategies that Stabilized Production
Enhanced Recovery Methods Applied at Target Fields Mbd
420 350 280 210 140 70 0 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Ogarrio Terra Ixtoc Homol Tizon May Teotleco Kab Yaxche Sihil
Bringing New Fields into Stream Mbd
45 36 27 18 9 0 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
Kuil Tsimin Pareto
Low Cost Production and Replacement
Production Costsa,b USD @ 2012 / boe Finding and Development Costsc,d USD @ 2012 / boe
Production Costs1 USD @ 2011 / boe
Finding and Development Costs2,3 USD @ 2011 / boe
Data in real terms after adjustment for the effect of inflation. (1) Source: 20-F Form 2011. (2) PEMEX Estimates- 3-year average for all companies. Includes indirect administration expenses. (3)
Source: Annual Reports and SEC Reports 2011. Estimates based on John S. Herold, Operational Summary, Annual Report and SEC 12 Reports 2011. All estimates in real terms after considering a specific price deflator for the oil and gas industry according to the Cambridge Energy Research Associates (CERA) 2011.
2nd year of Replacement Rate Above 100%
Reserves Replacement Rate
The 1P Reserve Replacement Rate has been above 100% for two consecutive years
“E” stands for estimated. “P” stands for preliminary.
New Business Model Adds Execution Capacity
Integrated service contracts with performance incentives First Round - 2011
Mature Fields South Region 3 Blocks Expected Incremental Production: 55 Mbd
Second Round - 2012
Mature Fields North Region 5 Blocks Expected Incremental Production: 70 Mbd
Execution Capacity Technology Transfer Investment Additional Production
Achievements in Downstream
• Improve the refining margin of the National Refining System (NRS).
Refining Improvement of Refining System
• Improve the operating performance of the NRS. • 371 opportunities identified with an estimated value of US$1.9 billion so far US$ 430.4 million captured.
• Connect U.S. natural gas reserves and pipelines within Mexico. • Increase the production of vinyl chloride.
Joint Venture with Mexichem
PEMEX’s Production Outlook
Harvesting Our Most Promising Reserves
MMMboe (billion barrels of oil equivalent)
Oil and Gas Gas
Acum. Prod. 1P
Reserves 2P 3P
Conv. No Conv.
45.4 12.1 6.5 2.3 0.7 0.1 0.0 1.2 0.4 0.1 0.0 0.1
18.0 7.0 0.5 0.2 0.0 0.4
24.4 20.1 17.4 0.7 0.3 0.1 2.5 34.8
Burgos Deep Sea Exploration Gulf of México
Tampico Misantla Yucatán Platform Burgos Veracruz Sabinas Deep Waters Yucatán Platform
2.9 15.0* 1.6 0.4 0.6 9.8
1.7 26.6 0.5
55.0 13.9
44.5 54.6
A significant portion of PEMEX’s great potential lies on conventional hydrocarbon reserves
*Includes Burgos Mesozoic & Burros-Picachos
Development and Exploitation Projects
Integrated Contracts: Chicontepec (ATG)
(km2) Pitepec Soledad Amatitlán Miquetla Humapa 230 125 230 112 128 Accumulated Production (Mboe) 94 40,376 393 11,084 588 3P Reserves (MMboe) 1,048 134 993 248 341 Prospective Resources (MMboe) 252 128 252 86 157 Type of Hydrocarbon °API 32 - 38 32 – 37 34 – 44 35 27
Call for Bids 12/20/12
Bid Packages Sale Deadline 06/07/13
Prequalifying Period 05/27/13 06/14/13
Awarding 07/11/13
Contract Signing 07/15/13 09/20/13
Its total reserves are over 17 MMMboe, representing about 40% of Mexico’s 3P reserves.
Confirming Deepwater Potential
 Total investment 2002-2012: 69 billion pesos.
 3D seismic acquisition: 124,790 km2.  Wells Drilled: 25, 14 of which are producers.  Certified 3P reserves: 1,677 MMboe.  Success rate ≈ 56%.  PEMEX has established several collaboration agreements with Exxon, Shell, BP , Petrobras, Intec, Heerema, Pegasus, etc.
The Trion-1 and Supremus-1 wells have increased certainty towards the recovery of prospective resources in the Perdido Area project, which have been estimated at up to 8 billion barrels of oil equivalent.
Confirming Shale Resources Potential
 EIA estimate of 681 TCF, ranked as 4th largest reserve worldwide.  PEMEX estimates a total amount of 60.2 billion BOE of prospective resources of shale gas/oil, about 2.5 – 7x Mexico’s 3P conventional natural gas reserves.
Chihuahua Burro-Picachos Sabinas Burgos MZ
 175 exploratory opportunities identified in 5 plays. verified the continuation of wet gas and dry gas zones in the Eagle Ford play.  The Percutor-1 well, producing dry gas, confirmed the continuation of the Eagle Ford play into the Sabinas play.  The Anhelido -1 well proved the existence of shale oil in the Upper Jurassic of the Burgos basin.  Approximately 90% of total shale prospective resources in the Tampico-Misantla basin are liquid hydrocarbons.
Gas & Gas y condensado
Gas seco Dry Gas Gas y aceite en estudio
Condensates  The Habano-1 and Emergente -1 wells have
Gas seco Gas y aceite en estudio
Future Goals in Downstream
Operational, administrative and structural improvements Expand the pipeline network in the northern and central regions of Mexico
Capture economic opportunities
Increase processing and transportation capacity of natural gas
Execution and development of new business models
Foster the growth of the most profitable chains
U.S.$ billion.
2008 Total Revenues from Sales and Services1 Gross Income Operating Income Income before Taxes and Duties Taxes and Duties Net Income (loss) EBITDA2 Debt / EBITDA 98.2 49.9 42.3 48.8 57.0 -8.2 2009 83.5 40.5 32.8 34.6 41.9 -7.2 2010 103.8 52.7 44.2 49.2 52.9 -3.8 2011 111.4 55.7 61.6 54.9 62.5 -7.6 2012 126.6 62.6 69.6 69.6 69.4 0.2
(1) Excludes IEPS. (2) Earnings before interests, taxes, depreciation and amortization.
A Track Record of Positive Results
In 2012 total revenues were the highest in the history of PEMEX, as a result of the stability of our production platform, as well as in international oil prices
EBITDA in 2012 is proof of PEMEX’s ability to generate cash flow, and its high profitability
Investing To Meet Our Long-term Goals
U.S. Billion Dollars
2.0% Petrochemicals
4.4 Pemex-Gas and Basic Petrochemicals Pemex-Refining PemexExploration and Production
Pemex-
 Figures are nominal and may not total due to rounding.  Includes upstream maintenance expenditures.  “E” means Estimated, and “P” means Preliminary. For reference purposes, U.S. dollar - Mexican peso exchange rate conversions have been made at the following exchange rates, Ps.12.9/U.S.$1 for 2013 and beyond years.  Includes complimentary non-programmed CAPEX.
Manageable Financing Requirements
The investment budget of PEMEX has gradually increased The use of internal resources remains the main source of funding PEMEX is seeking new alternatives to optimize the use of capital
Source: PEMEX Financial Statements * Estimated
Expected Sources and Uses of Funds 2013
Price: 85.0 USD/b Exchange rate: Ps. 12.9/USD Crude oil production: 2,550 Mbd Crude oil exports: 1,184 Mbd
Net Indebtedness: 3.3 USD
Approved Financing Program 2013
Financing Program 2013 100% = 9.7 billion dollars
International Markets Domestic Market Export Credit Agencies (ECAs) Others
Total Debt Payment Net Indebtedness for the year
Petróleos Mexicanos Peso Debt Issuance
During 2013, PEMEX will be a frequent and predictable issuer in the local market, by establishing a quarterly issuance program Type of Issuance
(Figures are stated in billion pesos) Fixed Rate GDN (2024)
Variable Rate (reopening PEMEX 12)
Variable (new 2018)
2.5 2.5 7.5
• PEMEX will undertake significant efforts to enhance market making and liquidity. • A new benchmark bond with fixed rate will be issued, with an initial issue of approximately 10 billion pesos, reopening every quarter until a total amount of approximately 40 billion pesos is reached (these type of bonds could be part of our GDN placement programs). • In regard to issuances bearing variable interest rates, during the second quarter of 2013, a reopening for approximately 2.5 billion pesos will be issued under the ticker symbol PEMEX 12. • During the third quarter of 2013, a new 5-year bond bearing variable interest rate will be issued and will be reopened on the fourth quarter of the same year, and for the next five quarters for approximately 2.5 billion pesos each quarter.
Streamline to Enhance Efficiency
Standardize Processes Higher Efficiency Better Accountability Expedite Decision-Making Process
Increase Access to Adequate and Low Cost Energy
Energy Reform 2nd Half of 2013
Market Oriented Framework
Attract Capital to Exploit the Country's Vast Hydrocarbon Resources
Dominant oil producer essential to Mexico
Broad implementation of more efficient business models
Track record of positive financial and operating results
Strategy in place to realize vast potential
Advertencia respecto a proyecciones a futuro y nota precautoria
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  A menos que este especificado diferente, 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 2012 de Ps. 12.8521 = 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.
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
452.9 446.9
Principales 15 Compañías de América por ingresos
(US$MMM)
245.6 237.3 150.3 145.9 147.6
En términos de ingresos PEMEX es una de las principales empresas y mas importantes en América y el Mundo.
2009 Ranking Mundial 31
Fuente: Fortune 500 ranking 2012
Un corporativo esencial para México
139,122 58,967 143,044
31,805 18,130 15,229 14,990
Los ingresos de PEMEX son comparables a las 5 empresas con mas ingresos en el IPC, sin embargo, el EBITDA de PEMEX es 63% superior al EBITDA total de todas las empresas juntas, listadas en el IPC, mostrando un buena estructura de costos y eficiencia operativa.
Top 5 IPC America Walmart Movil México
54,162 19,849 3,508
America Banorte Walmart Femsa Movil México
Grupo CEMEX Modelo
Televisa Peñoles
Fuente: Bloomberg y Resultados Financieros Auditados de PEMEX 2012 *) Incluye recuperación IEPS negativo
Un motor de crecimiento en México
CAPEX 2012
23,900 9,420
1,115 868 801 741 609 587 560
Hoy PEMEX invierte mas del doble de lo que invierte la empresa mexicana más grande en la Bolsa Mexicana de Valores, adicionalmente Pemex invierte más de lo que invierten todas las empresas mexicanas juntas, listadas en el IPC
Fuente: Bloomberg y Resultados Financieros Auditados de PEMEX 2012
110 90 70 50 30 10 -10
Contribuyente clave para el gobierno Mexicano
36.9% 31.0% 32.9% 33.7% 63 53 42 33.7% 69
40.0% 35.0% 30.0% 25.0% 20.0%
2007 Impuestos
Fuente: SHCP y Resultados Financieros Auditados de PEMEX 2012
Empresa clave a nivel mundial
Importantes esfuerzos para estabilizar la producción
Contratos Integrales ATG
Estrategias para estabilizar la producción
420 350 280 210 140 70 0 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
Incrementar la producción de campos existentes Mbd
Ogarrio Terra Ixtoc Homol Tizon May Teotleco Kab Yaxche Sihil
Estabilización de la producción y disminución de la tasa de Declinación (Cantarell) %
-1.36% -2.79% 2009
45 36 27 18 9 0 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
-1.16% 2011
Incorporar producción de nuevos campos Mbd
Tsimin Pareto
325 832
3T11 Ligero
2T12 Pesado
Costos de Produccióna,b USD @ 2012 / bpce 5.1 Costos de exploración y desarrollo USD @ 2012 / bpce 5.38 6.12 6.84 12.17 11.27 12.48 13.24
Costos de Producción1 USD @ 2012 / bpce Pemex Statoil Total Exxon Conoco ENI Shell
6.84 7.55 8.17 9.91 10.57 10.82 12.47 12.50 13.62 15.46
Costos de exploración y desarrollo2,3 USD @ 2012 / bpce Shell PEMEX Conoco BP ENI Petrobras Exxon Total Chevron Statoil
15.54 17.37 18.69 18.87 19.31 22.68 28.81 32.96
Números reales Fuente: Forma 20F 2012 Promedio trianual Incluye gastos indirectos de Admón.
(1) Fuente: Reportes anuales y reportes de la SEC 2012 (2) Cálculo con base en John S. Herold, Operational Summary; Reportes anuales e informes a la SEC 2012 (3) Todos los estimados en terminos reales utilizando un deflactor para la industria de conformidad con Cambridge Energy Research Associates (CERA) 2012. 13
Segundo año con una tasa de restitución de reservas por arriba del 100%
128.7% 102.1% 65.7% 56.9% 59.2% 59.7% 41.0% 50.3% 128.0% 103.9% 107.6% 85.8% 101.1% 104.3%
La tasa de restitución de reservas 1P se ha mantenido por arriba del 100% por dos años consecutivos.
Miles de millones de dólares 2.4
2012 2013 E
El nuevo modelo de negocio, resultado de la reforma añade capacidad de ejecución
Contratos de servicios integrales con incentivos al desempeño
Primera Ronda - 2011
Campos Maduros Región Sur 3 Bloques Producción Incremental Esperada: 55 Mbd
Segunda Ronda - 2012
Campos Maduros Región Norte 5 Bloques Producción Incremental Esperada : 70 Mbd
Tercer Ronda - 2013
Chicontepec Región Norte 3 Bloques Producción Incremental Esperada(1): 85 Mbd
Capacidad de ejecución Transferencia de tecnología Inversión Producción adicional
(1) Producción incremental esperada 2028
Logros en organismos industriales
Línea de Negocios Proyecto
• Mejora del margen de refinación del Sistema Nacional de Refinación (SNR).
Mejoramiento del Sistema de Refinación
• Mejora del desempeño operativo del SNR. • 371 oportunidades identificadas con un valor estimado de $1,900 millones de dólares, capturando $ 430 millones hasta el momento.
• Conectar las reservas de gas natural de Estados Unidos, así como sus ductos con México. • Incrementar la producción de Cloruro de Vinilo.
Alianza con Mexichem
Perspectiva de producción de PEMEX
Enfoque hacia las reservas más prometedoras
Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente Reservas 1P 2P (90%) (50%) 3P (10%) Recursos Prospectivos No Conv. Conv.
Crudo y Gas Gas
Prod. Acum.
6.5 2.3 0.7 0.1 0.0
1.2 0.4 0.1 0.0 0.1
7.0 0.5 0.2 0.0 0.4
17.4 0.7 0.3 0.1 1.7
2.5 34.8
Exploración en Burgos aguas profundas Plataforma Veracruz Golfo de Yucatán México Sabinas
Aguas Profundas Plataforma Yucatán Total
2.9 15.0* 1.6 0.4 26.6 0.5 0.6 9.8
55.0 13.9 10.2
26.2 19.3
44.5 54.6 32.9
Reserva/ Prod. (años)
Confirmando el potencial en aguas profundas
    Inversión total 2002-2011: 69 mil millones de pesos. Información sísmica 3D : 124,790 km2 Pozos perforados:25, de los cuales 14 son productores. Reservas 3P descubiertas: 1,677 Mmbpce.
Índice de éxito comercial: 56%.
Trion-1 y Supremus-1, otorgan mayor certidumbre a los recursos prospectivos del proyecto Área Perdido, que podrían ascender a 8 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente
Confirmando los recursos potenciales en lutitas o shale gas
 La Agencia Internacional de Energía, estima recursos por 545 MMMpc, considerándose la sexta reserva más grande a nivel mundial.
 PEMEX estima recursos prospectivos de hidrocarburos de lutitas de 60.2 MMMpce, que representan 2.5 a 7 veces las reservas 3P convencionales de gas natural de México.
Gas y Gas y condensado
Gas seco Gas Seco Gas y aceite en estudio
 Se han identificado 175 oportunidades exploratorias en 5 zonas.  Los pozos Habano-1 y -1 Emergente han verificado la continuación de gas húmedo y gas seco en las zona de Eagle Ford.  El pozo Percutor-1, que produce gas seco, confirmó la continuación de la zona de Eagle Ford en la región de Sabinas.  El pozo Anhelido-1, probó la existencia de aceite en el Jurásico Superior de la cuenca de Burgos.  Aproximadamente el 90% de los recursos prospectivos de lutitas en la cuenca TampicoMisantla son hidrocarburos líquidos.
2008 Ventas Totales1 Rendimiento Bruto Rendimiento de Operación Rendimiento antes de Impuestos y Derechos Impuestos y Derechos Rendimiento (perdida) neto EBITDA2 Deuda / EBITDA 98.2 49.9 42.3 48.8 57.0 -8.2 71.6 0.8 2009 83.5 40.5 32.8 34.6 41.9 -7.2 49.7 1.4 2010 103.8 52.7 44.2 49.2 52.9 -3.8 67.2 1.1 2011 111.4 55.7 61.6 54.9 62.5 -7.6 76.6 0.7 2012 126.6 62.6 69.6 69.6 69.4 0.2 88.2 0.7
(1) Excluye IEPS. 2012 Preliminar (2) Ingresos antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización..
Historial de resultados positivos
104.5 103.8 83.5
126.6 98.2 111.4
88.2 71.6 49.7 67.2
Fuente: Resultados Financieros de PEMEX 2007-2011, Resultados Financieros preliminares de PEMEX 2012
Invirtiendo para alcanzar nuestras metas de largo plazo
 Las cifras son nominales y pueden no coincidir por redondeo.  Considera gasto de mantenimiento de E&P .  “E” significa Estimado , para fines de referencia, las conversiones cambiaras de pesos a dólares de los E.U.A. se han realizado al tipo de cambio de Ps.12.9 para 2013 en adelante.  Incluye el CAPEX complementario no programado
Requerimientos financieros manejables
2006 40 30 20 10 2007
Endeudamiento Neto como % del CAPEX
-41% 13.8 2 -6.4 2006 2007 2008 2009 2010 2011 15.6 0 14.9 19.3 21.7 5.3 19.1 3.4
El presupuesto de Inversión de PEMEX se ha incrementado gradualmente El uso de recursos propios sigue siendo la principal fuente de financiamiento PEMEX esta buscando nuevas alternativas para optimizar el uso de capital
Fuente: Estados Financieros de PEMEX * Estimado
Precio: 85.0 USD/b Tipo de cambio: Ps.12.9/USD Producción de crudo: 2,550 Mbd Exportación de crudo: 1,184 Mbd
Programa de Financiamientos 2013E 100% = 9.7 miles de millones de Dólares /125.1 miles de millones de pesos Mercados Internacionales
Mercado Nacional 40.8% Agencias de Crédito a la Exportación (ECAs) Otros
Pago de Deuda Endeudamiento Neto
Durante 2013, PEMEX será un emisor frecuente y predecible en el mercado local, mediante el establecimiento de un programa de emisiones trimestrales Tipo de Emisión
(montos en miles de millones de pesos) Tasa Fija GDN (2024)
Tasa Variable (reapertura PEMEX 12)
Variable (nuevo 2018)
• PEMEX realizará importantes esfuerzos para mejorar la apertura de mercado y la liquidez. • Se emitirá un nuevo bono de referencia con tasa de interés fija, tendrá una emisión inicial de aproximadamente 15 mil millones de pesos, reaperturandose trimestralmente hasta alcanzar un monto total de aproximadamente 40 mil millones de pesos (este tipo de bonos podría ser parte de nuestro programa de colocación GDN). • En cuanto a tasa de interés variable, durante el segundo trimestre de 2013 se realizara la reapertura de aproximadamente 2.5 mil millones de pesos, emitiéndose bajo la clave de pizarra PEMEX 12. • Durante el tercer trimestre de 2013 se emitirá un nuevo bono con tasa de interés variable a 5 años y se volverá a abrir en el cuarto trimestre del mismo año y durante los próximos cinco trimestres por un monto aproximado de 2.5 mil millones de pesos en cada uno de estos trimestres.
Mejorando la eficiencia en PEMEX
Reforma Energética 2do Semestre 2013
Atraer Capital para Explotar los Vastos Recursos de Hidrocarburos del País
Dominante productor de Petróleo, esencial para México Amplia implementación de modelos de negocio más eficientes Estrategia adecuada para aprovechar el enorme potencial Historial positivo de resultados financieros y operativos
Relación con Inversionistas (+52 55) 1944 - 9700 ri@pemex.com
Carta Paras Proceso Pazeventore_698544_2NYTLista de mexicanos en #BahamasLeaksCarta publicada por El País de ColombiaFirman carta contra Trump 75 ex diplomáticos estadounidensesStephen Hawking y otros 375 científicos firman carta contra TrumpFirman Stephen Hawking y otros 375 científicos carta contra TrumpVictimas2016_082016Privi Legio Sf InRecomendación 041/2016Recomendación 41/2016DO Orgullo de MexicoCronograma Asamblea Nacional Ordinaria 1semovisemoviDOF - Diario Oficial de La FederaciónComunicado 4950 FgeDecreto 415Proyecto Constitucion Politica de La CDMXComunicado 401 Pérdida de Control, Probable Causa de Caída de Helicóptero en Michoacán1PEMEX Comunicado Emisiones Global 140916Fitch Calficación PemexPhysical Exam March 2016Informe Aca
Presentaciones de Pemex a inversionistas 2013 by Aristegui Noticias7.3K viewsEmbedDownloadDescriptionPresentaciones de Pemex a inversionistas 2013Presentaciones de Pemex a inversionistas 2013Read on Scribd mobile: iPhone, iPad and Android.Copyright: Attribution Non-Commercial (BY-NC)Download as PDF, TXT or read online from ScribdFlag for inappropriate contentShow moreShow less

References: resolución 
 artículo 10
 Artículo 27
 artículo 33
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