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DCF-A /November 29, 20061
Resultados financierosal 31 de marzo de 2006
Mayo 4, 2006
DCF-A /November 29, 20062
• 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
DCF-A /November 29, 20063
• 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
DCF-A /November 29, 20064
Contenido
Revisión de estados financieros auditadosal 31 de diciembre de 2005
Resultados al 31 de marzo de 2006
Preguntas y respuestas
DCF-A /November 29, 20065
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
DCF-A /November 29, 20066
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
(1) Costo integral de financiamiento
DCF-A /November 29, 20067
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
DCF-A /November 29, 20068
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)
DCF-A /November 29, 20069
Contenido
Revisión de estados financieros auditadosal 31 de diciembre de 2005
Resultados al 31 de marzo de 2006
Preguntas y respuestas
DCF-A /November 29, 200610
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%
DCF-A /November 29, 200611
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%
DCF-A /November 29, 200612
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
DCF-A /November 29, 200613
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%
DCF-A /November 29, 200614
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.
DCF-A /November 29, 200615
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$14 miles de millones
Proyecto Burgos
Piedras Negras
Sabinas
Burgos
CoahuilaE.U.A.
Golfo de México
Tam
aulip
as
Tam
aulip
as
NuevoLeón
Piedras Negras
Sabinas
Burgos
CoahuilaE.U.A.
Golfo de México
Tam
aulip
as
Tam
aulip
as
NuevoLeón
Piedras Negras
Burgos
Piedras Negras
Sabinas
Burgos
CoahuilaE.U.A.
Golfo de México
Tam
aulip
as
Tam
aulip
as
NuevoLeón
Piedras Negras
Sabinas
Burgos
CoahuilaE.U.A.
Golfo de México
Tam
aulip
as
Tam
aulip
as
NuevoLeón
Piedras Negras
BurgosBurgos
DCF-A /November 29, 200616
Proceso de gas, producción de gas seco y producción de líquidos del gas natural
3,199 3,253
764696
Ene - Mar2005
Ene - Mar2006
Proceso de gas en tierra (MMpcd)
3%
3,895 4,017
Dulce
Amargo
18% 19%
82% 81%
100% 100%
Ene - Mar2005
Ene - Mar2006
Producción de gas seco (MMpcd)
4%
3,148 3,284
Ene - Mar2005
Ene - Mar2006
Producción de líquidos del gas natural (Mbd)
0%
438 439
DCF-A /November 29, 200617
482 450
356 334
438 439
317321
Ene - Mar2005
Ene - Mar2006
764 741
553 524
Ene - Mar2005
Ene - Mar2006
Proceso de crudo (Mbd)
-4%
1,317 1,265
Corrientes pesadas
Corrientes ligeras
Proceso de crudo y producción de refinados
42% 41%
58% 59%
100% 100%
Producción de refinados (Mbd)
1,597 1,540
Otros(1)
DieselCombustóleoGasolinas
Variación
100% 100%
-4%
0%
-1%-6%
-7%
28% 28%20%22%30%
21%22%29%
(1) Incluye gas licuado de petróleo y turbosina, entre otros.
DCF-A /November 29, 200618
Margen variable de refinación y franquicias
Ene - Mar2005
Ene - Mar2006
Margen variable de refinación(US$ por barril)
-4%
5.05 4.84
Número de franquiciasAl 31 de marzo de 2006
Ene - Mar2005
Ene - Mar2006
6%
6,826 7,268
DCF-A /November 29, 200619
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
DCF-A /November 29, 200620
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
DCF-A /November 29, 200621
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%
DCF-A /November 29, 200622
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
DCF-A /November 29, 200623
+ +
+ +=
=
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
Miles de millones de pesos al 31 de marzo de 2006
Ventas Costos y gastos de ope-ración
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%
DCF-A /November 29, 200624
Miles de millones de pesos al 31 de marzo de 2006
Estado de resultadosRendimiento de la operación y antes de impuestos
Ventas Costos y gastos de ope-ración
Rend.de operación
19%
Rend. antes de imp., der. y aprov.
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%
DCF-A /November 29, 200625
Miles de millones de pesos al 31 de marzo de 2006
(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
DCF-A /November 29, 200626
Miles de millones de pesos al 31 de marzo de 2006
Ventas Costos y gastos de ope-ración
Rend.de operación
19%
CIF(1) y otros gastos (ingresos)
Rend. antes de imp., der. y aprov.
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
(1) Costo integral de financiamiento
15%
Efecto acumulado inicial por la adopción de nuevo pronunciamiento (MMM $4.6)
46%
DCF-A /November 29, 200627
Reconciliación del EBITDA (1)
Miles de millones de pesos al 31 de marzo de 2006
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%
DCF-A /November 29, 200628
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
DCF-A /November 29, 200629
Miles de millones de pesos al 31 de marzo de 2006
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
DCF-A /November 29, 200630
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%
Miles de millones de pesos al 31 de marzo de 2006
Deuda neta
1%
DCF-A /November 29, 200631
Otros aspectos relevantes
• Nuevo régimen fiscal
• Subsidio al precio del gas natural
• Incidentes
DCF-A /November 29, 200632
Contenido
Revisión de estados financieros auditadosal 31 de diciembre de 2005
Resultados al 31 de marzo de 2006
Preguntas y respuestas
DCF-A /November 29, 200633
Preguntas y respuestas
• 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
DCF-A /November 29, 200634
www.pemex.com
Contacto:
Relación con Inversionistas(52 55) 1944 9700