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Presentación a Inversionistas

Abril 2012

Advertencia respecto a proyecciones a

futuro y nota precautoria (1/3)

2

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 2011 de Ps. 13.9904 = 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.



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.



4

Licitaciones

Sólo se presentan fallos de licitaciones ocurridos del 1 de enero al 31 de marzo de 2011. Para información adicional consultar

www.compranet.gob.mx.

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.

5

Contenido

PEMEX México Relación PEMEX - Gobierno

Resultados Retos Programa

de Inversiones

Consideraciones de inversión

Cuarto productor de crudo a nivel

mundial

Tercer exportador de crudo a EEUU

Bajos costos de producción

Reservas probadas equivalentes a diez

años de producción y una tasa de

restitución superior al 100% en

reservas probadas

Uno de los principales corporativos

latinoamericanos, con ingresos por

USD 111 mil millones

Principal generador de ingresos y

divisas en México

Es un importante motor de la

actividad económica del país

Múltiplos atractivos EBITDA/Intereses,

EBITDA/Deuda

Desempeño operativo Solidez financiera

6

Producción de crudo: 2.55 MMbcd

Producción de gas natural: 6.59

MMMpcd

Exportación de crudo: 1.34 MMbd

Producción de petrolíferos: 1.32 MMbd

.

Principales estadísticas operativas

7

Reservas y recursos prospectivos

Cuencas productoras Crudo y Gas

Gas

(1) “3P” se refiere a la suma de las reservas probadas, probables y posibles; “2P ” se refiere a la suma de las reservas

probadas y probables ; y “1P” se refiere a las reservas probadas.

(2) Las cifras pueden no coincidir por redondeo

(3) Al 1 de enero de 2012.

Sureste

Veracruz

Tampico-

Misantla

Burgos Sabinas

Golfo de México

Exploración en

aguas profundas

Recursos Prospectivos3

Cuenca MMMbpce

Burgos 2.9

Aguas profundas en el Golfo de México 26.6

Sabinas 0.4

Sureste 20.1

Tampico-Misantla (ATG) 2.5

Veracruz 1.6

Plataforma Yucatán 0.5

Total2 54.6

Reservas totales por área

Al 1 de enero de 2012 (MMMbpce)

Cuenca 3P1 2P1 1P1

Burgos y Sabinas 0.8 0.6 0.4

Aguas profundas 0.7 0.2 0.1

Sureste 24.4 18.2 12.1

Tampico–Misantla (ATG) 17.7 7.0 1.0

Veracruz 0.2 0.2 0.2

Total2 43.8 26.2 13.8

Equivalente a

(años de producción) 2 32.3 19.2 10.1

PEMEX cuenta con un gran

potencial en reservas de

hidrocarburos convencionales

Longitud de los ductos (Km) Total 26,486 Crudo 5,201

Gas 9,032

Destilados 8,649

Petroquímicos y Gas LP 3,604

Infraestructura de Organismos Industriales

Complejo procesador de gas natural 11 Unidades de endulzamiento de gas 20 Plantas Criogénicas 21 Unidades recabadoras de líquidos 9 Unidades de endulzamiento de liq. 6 Plantas de sulfuro 14

Refinerías 6

Complejos Petroquímicos 8 Plantas Petroquímicas 39

Terminales de distribución de Gas LP 18

Terminales de distribución de Dest. 77

Terminales marinas 15

Salina Cruz

Madero

Tula

Cadereyta

Salamanca

Camargo

San Martín

Guadalajara Cd. México

Poza Rica

Arenque

Monterrey Reynosa

Burgos

Matapionche

Pajaritos

Cosoleacaque

Minatitlán

Cactus

N. Pemex

Cd. Pemex

Morelos

La Venta

Cangrejera

Refinería

Complejo Petroquímico

Complejo procesador de gas

Punto de Venta

Ductos

Ruta Marina

Infraestructura actual

8

9 Fuente: Fortune 500 ranking 2011

PEMEX ocupa el lugar 15 y 49 en términos de

ingresos, dentro de las principales empresas

en América y el mundo respectivamente.

421.8

354.7

196.3 185.0 153.8 151.6 146.3 136.2 135.6 134.2 129.0 126.0 124.6 115.5 111.4

Principales 15 Compañías de América por ingresos (US$MMM)

Posicionamiento internacional

10

Generación de Flujo de Efectivo

42.6 44.5 41.5 30.6 36.6 43.9

7.2 8.0 8.2 4.5

5.6 4.7

45.5 49.5 45.7

43.7 52.4

54.1

2.4 2.4

2.4

1.5

8.8 8.3

0

20

40

60

80

100

120

140

2006 2007 2008 2009 2010 2011

US$MMM Ventas por producto

Petroquímicos Petrolíferos Gas seco Crudo y condensados

97.6 104.5

97.8

80.3

103.3 110.9

0

20

40

60

80

100

120

140

2006 2007 2008 2009 2010 2011

US$MMM Ventas por mercado

Exportaciones Domésticas

* Incluye IEPS e impuestos recolectados en nombre del gobierno mexicano

* Notes: EBITDA incluye intereses capitalizables

*

17.7x

14.5x

13.1x

8.3x

11.2x

17.2x

5.0

10.0

15.0

20.0

2006 2007 2008 2009 2010 2011

Veces EBITDA/Intereses

72.3 77.0

71.6

48.1

67.2

77.0

20

40

60

80

2006 2007 2008 2009 2010 2011

US$MMM EBITDA

Rentabilidad

16.42 15.67

50.49

16.50 18.73

31.63

49.91

Margen bruto

2011 (US$MM) Exxon Royal Dutch Shell Statoil BP Chevron Petrobras PEMEX

Ventas $433,526.00 $470,171.00 $115,281.98 $375,517.00 $236,286.00 $146,294.36 $111,393.00

Rendimiento bruto $71,168.00 $73,669.00 $58,211.42 $61,954.00 $44,260.00 $46,275.28 $55,596.00

Rendimiento de operación $54,104.00 $42,715.00 $37,591.70 $27,061.00 $38,299.00 $26,267.77 $48,707.00

Rendimiento antes de Impuestos $73,257.00 $55,660.00 $38,184.72 $38,834.00 $47,634.00 $26,572.18 $56,076.00

EBITDA $69,687.00 $55,943.00 $46,761.06 $39,220.00 $51,210.00 $36,896.11 $76,964.00

16.07 11.90

40.56

10.44

21.67 25.22

69.09

Margen del EBITDA

12.48 9.09

32.61

7.21 16.21 17.96

43.73

Margen de operación

16.90 11.84

33.12

10.34 20.16 18.16

50.34

Margen antes de impuestos

Fuente: Bloomberg y Resultados Financieros Auditados de PEMEX 2011 11

(1) Fuente: Reportes anuales y a la SEC 2010.

(2) Estimados basados en John S. Herold, Operational Summary,

Reporte Annual y reportes a la SEC 2010. 12

Costos de exploración y producción

4.13 4.72

6.16

4.85 5.22

2006 2007 2008 2009 2010

13.2 12.0

10.8 11.8

12.8

2006 2007 2008 2009 2010

23.15

18.44

18.39

14.93

13.97

13.06

12.95

12.84

11.41

10.36

Statoil

Chevron

Eni

Conoco

Total

Shell

Petrobras

PEMEX

Exxon

BP

10.96

10.03

9.10

8.89

8.14

8.10

6.77

6.59

6.32

5.22

Chevron

Petrobras

Shell

Eni

Exxon

Conoco

BP

Statoil

Total

PEMEX

Costos de Producción a

USD @ 2010 / bpce

Costos de Exploración y Desarrollob,c

USD @ 2010 / bpce

Costos de Producción1

USD @ 2010 / bpce

Costos de Exploración y Desarrollo2

USD @ 2010 / bpce

a) Fuente: Forma 20-F 2010

b) PEMEX estima un promedio móvil de 3 años.

c) Incluye gastos de administración indirectos.

13

Contenido



de Inversiones

México—Datos clave e indicadores principales

Población (2012 est., millones) 114.9

Tasa de crecimiento poblacional (2012 est.) 1.09%

Superficie (millones km2) 1.9

Producto interno bruto (2012 est.,US$ millones

de millones) 1.23

Exportación (2012 est., US$ miles de millones) 336.3

Tasa Real del PIB (2012 est.) 3.6%

Inflación anual (2012 est.) 3.9%

Deuda pública / PIB (2012 est.) 39.7%

Balance público (2012 est.) -0.82%

Deuda externa / Total deuda pública (Feb.

2012) 33.2%

Deuda externa (Feb. 2012, US$ miles de

millones) 119.6

Reservas internacionales (Mar. 2012, US$ miles

de millones) 148.5

Fuente: International Monetary Fund (Fondo Monetario Internacional).

Fuente: Banco de México. 14

México en cifras

0

3,000

6,000

9,000

12,000

15,000

18,000

21,000

2003 2005 2007 2009 2011 2013 E 2015 E

PIB per Capita (Basado en PPP)1

US$

Brazil Chile Colombia Mexico Peru Latam

0

4

8

12

16

2003 2005 2007 2009 2011 2013 E 2015 E

Tasa de desempleo1

%

Brazil Chile Colombia Mexico Peru

(1) Fuente: Fondo Monetario Internacional

México en cifras

15

10

15

20

25

30

2003 2005 2007 2009 2011 2013 E 2015 E

Ahorro Nacional Bruto1

% del PIB


0

4

8

12

16

2003 2005 2007 2009 2011 2013 E 2015 E

Inflación1

%


16

Contenido



de Inversiones

17

Marco legal actual

• De acuerdo al Art. 27, corresponde a la Nación el

dominio y explotación de todos los recursos

naturales:

• petróleo; y

• todos los carburos de hidrógeno sólidos,

líquidos o gaseosos.

Constitución Ley Reglamentaria

• De acuerdo al Art. 4, la Nación llevará a cabo por

conducto de Petróleos Mexicanos y sus organismos

subsidiarios:

• la exploración y explotación del petróleo y;

• las demás actividades relacionadas con la

industria petrolera que se consideran

estratégicas.

• Fortalecer a PEMEX y establecer un desarrollo más eficiente del potencial de hidrocarburos en México.

• Fortalecimiento de capacidades de ejecución a través de:

Mejores prácticas de gobierno corporativo:

Cuatro miembros profesionales

Comités ejecutivos

Nuevos esquemas de contratación:

Contratos Integrales de Exploración y Producción

Licitación por invitación y adjudicación directa

Mayor flexibilidad financiera por:

Disminución de carga fiscal, y con esto mayor autonomía de la asignación presupuestaria

Rendición de cuentas

Reforma Energética del 2008

18

Importancia Estratégica para México (1/2)

Las contribuciones fiscales de PEMEX representan aproximadamente una tercera parte del

presupuesto total del Gobierno Federal:

• El presupuesto de PEMEX es aprobado por el congreso de la unión, por lo que forma parte del

presupuesto de la federación.

• La distribución de la renta se realiza través del Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF),

la Ley Federal de Derechos (LFD), la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria

(LFPRH) y la Ley de Coordinación Fiscal (LCF).

Impuesto y Derechos

(miles de millones de dólares)

61.63 57.41 72.05 42.71 Precio del

Crudo

(dls/b)

84.35 53.04 100.92

54 56 62

57

42

53

63

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

19

Importancia Estratégica para México (2/2)

• “Aun cuando las obligaciones de deuda de Pemex no están garantizadas por el

gobierno de México, las calificaciones crediticias (Baa1) reflejan el soporte

implícito, debido a la importancia estratégica que tiene la compañía para el

gobierno y el pueblo de México.” – Moody´s

• “Las calificaciones de PEMEX (BBB) reflejan nuestra opinión de que existe una

probabilidad casi cierta de que el gobierno mexicano le ofrecería apoyo

extraordinario oportuno y suficiente en caso de problemas financieros, por lo tanto,

igualamos la calificación de PEMEX a la de México. ” – S&P

• "Las calificaciones de PEMEX (BBB) reflejan su vinculación con el gobierno de

México y la importancia fiscal de la empresa al soberano." - Fitch

20

Contenido



de Inversiones

21

2011 Resultados Finacieros

2010 2011 Change 2010 2011

Ventas totales 1,282.1 1,558.4 21.6% 103.8 111.4

Ventas totales con IEPS 1,355.6 1,737.3 28.2% 109.7 124.2

Rendimiento bruto 650.7 777.8 19.5% 52.7 55.6

Rendimiento de operación 546.5 681.4 24.7% 44.2 48.7

Rendimiento antes de

impuestos y derechos 607.6 784.5 29.1% 49.2 56.1

Impuestos y derechos 654.1 876.0 33.9% 53.0 62.6

Rendimiento (pérdida) neto (46.5) (91.5) (3.8) (6.5)

EBITDA1 831.9 1,076.8 29.4% 67.3 76.9

Miles de millones de pesos

(1) Ingresos antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización. No incluye IEPS.

Miles de millones de dólares

22

Producción en línea con las metas

Se han realizado importantes esfuerzos operativos

para estabilizar la producción.

Mbd

2,607 2,578 2,567 2,552 2,572 2,558 2,525 2,547

2,560 2,500 2,550

1Q10 2Q10 3Q10 4Q10 1Q11 2Q11 3Q11 4Q11 2012

2010 2011 PEF 2010 PEF 2011

E

Nota: “E” se refiere a estimado.

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011

Pronóstico Actual

Producción s/Cantarell

Cantarell TACC1: 7.9%

Mbd

(1) Tasa anual de crecimiento compuesto.

Note: TACC de México de 2005-2011 fue -4.4%.

Fuente: Purvin & Gertz 2005-2011 23

La producción de PEMEX depende hoy

de un mayor numero de activos

productivos

Evolución de la Producción de Petróleo

Crudo

63.2%

33.0%

9.5%

19.6%

9.0%

11.2%

6.3%

10.8%

5.4%

8.7%

6.7%

16.6%

2004 2011

KMZ

Cantarell

APC LT

Cantarell

APC

KMZ

SL

BJ

Otros

SL

Otros

93.3%

83.4%

SL: Samaria-Luna

BJ: Bellota-Jujo

LT: Litoral de Tabasco

KMZ: Ku-Maloob-Zaap

APC: Abkatún-Pol-Chuc

0

300

600

900

Producción Activo Ku-Maloob-Zaap

Ku Maloob Zaap Bacab

El activo KMZ se conforma por los campos Ku,

Maloob, Zaap, Bacab y Lum. En 2009, KMZ se

convirtió en el principal productor de crudo en

México.

Mbd

24

Producción de Crudo 2011- Diversificación

25

Aumento sostenido en tasa de restitución

de reservas

1.5 1.3 1.4

2.4 2.3 2.0

2.2 2.4

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 E

Inversión en Exploración Miles de millones de dólares

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.

22.7% 26.4% 41.0%

50.3%

71.8% 77.1% 85.8%

101.1% 56.9% 59.2% 59.7% 65.7%

102.1%

128.7%

103.9% 107.6%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

1P 3P

Tasa de Restitución de Reservas

26

Contenido



de Inversiones

27

Incremento en Producción: Crudo

Mbd

Exploración

45 - 50

Ku-Maloob-Zaap

20 - 30

Aceite Terciario del Golfo

15 – 20

Contratos Integrales 50 - 60

Producción

Incremental para 2014

Rango (Mbd)

Ku-Maloob-Zaap

ATG Cantarell

Explotación

(Excluding, Aceite Terciario del Golfo y

Ku-Maloob-Zaap)

1

3

2

4

5

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Ku-Maloob-

Zaap

ATG Cantarell

Explotación

(Excluyendo, Aceite Terciario del

Golfo y Ku-Maloob-Zaap)

ATG

Contratos

Integrales

Ayatsil

Tekel

Tsimin

Xux

Contratos

Integrales

Exploración

PEMEX diseño y obtuvo la aprobación de un modelo genérico de contrato, que contribuirá a la

generación de valor y permitirá incrementar la capacidad de ejecución, a través de esquemas

rentables y competitivos en campos maduros, Activo Terciario del Golfo, que comprende el

paleocanal de Chicontepec y aguas profundas; proyectos que requieren modelos económicos y de

operación específicos para cada caso.

Nuevos Esquemas de Contratación E&P

2011 2012 Después del 2012

I. Tarifa por barril. Alinea intereses vía incentivos a la productividad

II. Porcentaje de recuperación de costos. Se generan incentivos al control de costos

III. Límites al gasto. Flujo de efectivo disponible que asegura a PEMEX flujo positivo después de impuestos

IV. Área de trabajo. Reducción o extensión en función a los recursos

V. Plazo, fases y monto. En función del límite económico

VI. Obligación mínima de trabajo. Garantiza inversiones desde la fase de evaluación

Campos maduros en Regiones Sur y

Norte

Campos maduros en Región

Norte y Chicontepec Aguas profundas

28

Volumen

Original

(MMbce)

1,439 109 6.8

657 37

6.7

320 52

-

Carrizo Santuario Magallanes

Reservas

3P

(MMbce)

Producción

Actual (bd)

2,416 198 13.6

29

1a Ronda Asignada Exitosamente

PEMEX participará como socio con las empresas

ganadoras, con lo que también obtendrá nuevos

conocimientos tecnológicos y de administración

de proyectos

Campos Maduros - Región Sur

Campo Empresa contratada Tarifa Máxima

US$/b

Tarifa contratada

US$/b

Inversión mínima

US$MM

Magallanes Petrofac Facilities Mngt. Ltd. 9.78 5.01 205.5

Santuario Petrofac Facilities Mngt. Ltd. 7.97 5.01 116.9

Carrizo Dowell Schlumberger 12.31 9.40 33.3

Producción incremental de

alrededor de 55 Mbd

125 11 1.0

11,071 50 2.5

1,059

6 1.8

1,771

31

1.4

1,506

100

5.6

603 26

-

Atún Arenque San Andrés

Tierra Blanca Pánuco Altamira

Volumen

Original(1)

(MMbpce)

Reservas

3P

(MMbpce)

Producción

Actual

(Mbd)

16,135 224 12.3

30

2a Ronda: Campos Maduros Región Norte

22 campos en 6 bloques en la Región Norte de México.

Los contratos fueron aprobados por el Consejo de Administración en noviembre 2011.

Recursos prospectivos de aproximadamente 1,672 MMbpce, en una superficie de alrededor de 6,691

km2.

Se espera que la licitación se realice a finales del primer semestre de 2012

Inversión mínima por campo de entre US$25-US$50 millones.

Campos Maduros – Region Norte

Altamira

Pánuco

Arenque

Tierra

Blanca

San

Andrés

Atún

(1) Estimado.

Eagle Ford Gas Shale

• Texas

Cretácico

Gas Shale

Jurásico

Gas Shale

Paleozoico

Gas Shale

Veracruz

Tampico

Misantla

Burgos

Sabinas

Burro Picachos

Chihuahua

Recursos Potenciales en Lutitas

Provincias Shale Gas

Eagle Ford/Agua Nueva

Haynesville

Bone Spring /Woodford

PEMEX ha identificado 5 provincias con

potencial en gas lutitas:

Chihuahua

Sabinas-Burro-Picachos

Burgos

Tampico-Misantla

Veracruz

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.

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.

PEMEX está en el proceso de evaluación de

gas lutitas. En 2011 concluyó la perforación

del pozo Emergente-1, y está en proceso de

terminar 3 pozos adicionales.

Un escenario de desarrollo intensivo

muestra que la producción de gas podría

triplicarse a 20 MMMpcd.

31

Inversión total 2002-2011: 49 mil millones de

pesos.

Información sísmica 3D : 107,762 km2

Pozos perforados:19. De los cuales 9 son

productores.

Reservas 3P descubiertas: 736 Mmbpce.

Índice de éxito comercial: 47%.

PEMEX ha establecido diversos convenios de colaboración con empresas como Shell, BP,

Petrobras, Intec, Heerema, Pegasus, etc.

Actualmente PEMEX cuenta con tres plataformas en aguas profundas: Centenario,

Bicentenario y West Pegasus.

PEMEX ha identificado yacimientos de crudo pesado y extra-pesado en la parte sur de la

provincia de Salina del Istmo.

!

!

!

!

!

!

!

!

! ! ! ! !

! !

!

!

!

!

!

Salina del Bravo Cinturón

Plegado Perdido

Salina del Istmo

Escarpe de Campeche

Cordilleras Mexicanas

Cinturón

Plegado

Catemaco

Abisal Golfo de México

Cinturón Subsalino

Oreos

Nancan

Jaca-patini

Temoa

Cinturón Plegado Perdido

Nox Hux

Holok

Lipax

Han

!

3D seismic

!

Talipau-1

Kunah-1

Hux-1

32

Actividades en Aguas Profundas

Refinación: Programa de Mejora de

Desempeño Operativo (MDO)

33 Fuente: MDO

85

52

62

10

21

230 Total

Fase de monitoreo

Implementación/

con capital

Implementación

Desarollo

Fase conceptual 0

569

382

Total 1,170

Fase de monitoreo

Implementación/

con capital

Implementación

109

Desarollo

Fase conceptual

230 oportunidades identificadas en 4 de 6

refinerías…

…equivalentes a 1.2 miles de millones de dólares

una vez capturadas por completo

No. de oportunidades Million USD per annum

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.

110

34

Contenido



de Inversiones

35

Presupuesto de inversión

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. 12.96 = us $1 dólar, para el 2012 y de Ps.12.9

para 2013 en adelante.

Incluye el CAPEX complementario no programado

13.8

15.6

18.1 18.6

20.1

23.2

28.7 30.4 30.0

27.3

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 E 2013 E 2014 E 2015 E 2016 E

2.8

1.0% Pemex-

Petroquímica

12% Pemex-

Refinación

2.0% Pemex-Gas y

Petroquímica

Básica

Pemex-

Exploración y

Producción

85%

20.8

19.1


Usos y fuentes esperados en 2012


6.6

36.6

7.3

21.9

8.1

23.2

6.1

Caja inicial Recursosgenerados por la

operación

Financiamiento Total Inversión total(CAPEX)

Pago de deuda Caja final

Fuentes Usos

6.7

Endeudamiento neto: 2.0 USD

36

Precio: 106.85 USD/b

Tipo de cambios: Ps.12.96/USD

Producción de crudo: 2,597 Mbd

Exportación de crudo: 1,176 Mbd

Producción de gas natural: 6.16 MMpcd

37

Perfil de vencimientos – Deuda consolidada *

Saldo de la deuda al 31 de diciembre de 2011 - US$55.3 miles de millones

Portafolio de Deuda

(1) Cifras pueden no coincidir por redondeo.

(*) No incluye interés acumulado.

13.2%

11.2%

8.7% 8.1%

10.5%

5.4% 6.1%

6.5% 5.8%

7.4%

1.3% 0.9%

0.0%

2.3%

0.0% 0.5%

12.1%

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028…

38

Composición de la Deuda

Saldo de la deuda al 31 de diciembre de 2011 - US$55.3 miles de millones

(*) No incluye interés acumulado.

Por tipo de tasa

Por exposición

Por moneda*

Por tipo de crédito*

Dollars65%

Euros10%

UDIS3%

British Pounds

2%

Yens4%

Pesos15%

Swiss Francs

1%

Int. Bonds49%

Cebures16%

ECAs17%

Int. Bank Loans13%

Domestic Bank Loans

1%

Others4%

Fija60%

Flotante

40%

Dólar80%

Peso18%

Euros2% Dólar

Peso

Euros

Fuente Monto

MXN Miles de millones

Monto

USD Miles de millones

Mercados Internacionales 52 4.0

Dólares 39 3.0

Otros Mercados 13 1.0

Mercado Nacional 31 2.4

CEBURES 31 2.4

Agencias de Crédito a la

Exportación (ECAs) 21 1.6

Otros 3 0.2

Emisiones totales** 106 8.1

Pago de deuda 79 6.1

Endeudamiento neto** 27 2.0

Programa de Financiamientos 2012E

100% = 8.1 miles de millones de dólares/106 miles

de millones de pesos

48.8%

29.3%

19.5%

2.4%

Mercados Internacional Mercado Nacional

ECAs Otros

39 (*) No incluye líneas revolventes.

(**) Monto máximo aprobado.

Nota: Cifras pueden no coincidir por redondeo.

Programa Autorizado de Financiamientos 2012

Consideraciones de inversión

Cuarto productor de crudo a nivel

mundial

Tercer exportador de crudo a EEUU

Bajos costos de producción

Reservas probadas equivalentes a diez

años de producción y una tasa de

restitución superior al 100% en

reservas probadas

Uno de los principales corporativos

latinoamericanos, con ingresos por

USD 111 mil millones

Principal generador de ingresos y

divisas en México

Es un importante motor de la

actividad económica del país

Múltiplos atractivos EBITDA/Intereses,

EBITDA/Deuda

Desempeño operativo Solidez financiera

40

Producción de crudo: 2.55 MMbcd

Producción de gas natural: 6.59

MMMpcd

Exportación de crudo: 1.34 MMbd

Producción de petrolíferos: 1.32 MMbd

jk

Principales estadísticas operativas

www.pemex.com

Relación con Inversionistas

(+52 55) 1944 - 9700

[email protected]

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

60 62 64 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 10 Años

Cuencas

Sureste

Antecedentes: Evolución de la producción de crudo

Mesozoico

Chiapas-Tabasco

Cantarell

Ku-Maloob-Zaap

Otros campos marinos

Mbd

Campos de la edad Terciaria y otros (principalmente cuenca Tampico-Misantla)

En los años ‘60, la producción de crudo provenía principalmente de Poza Rica y San Andrés, campos

de la Región Norte, y de los campos Cinco Presidentes y Sánchez Magallanes en la Región Sur.

A mediados de los ’70, los campos Samaria, Sitio Grande, Cactus, Agave y Cunduacán de Chiapas y

Tabasco Mesozoico fueron incorporados, todos parte de las cuencas del Sureste.

A finales de los ‘70 y principios de los ‘80, los campos marinos Akal, Nohoch, Ku y Abkatún, de las

cuencas del Sureste empezaron a desarrollarse.

En el 2004, comenzó su prevista declinación natural de producción.

Desde el 2009, la producción de crudo ha sido estable.

42

43

Incremento en Producción: Crudo

Mbd

Exploración

45 - 50

Ku-Maloob-Zaap

20 - 30

Aceite Terciario del Golfo

15 – 20

Contratos Integrales 50 - 60

Producción

Incremental para 2014

Rango (Mbd)

Ku-Maloob-Zaap

ATG Cantarell

Explotación

(Excluding, Aceite Terciario del Golfo y

Ku-Maloob-Zaap)

1

3

2

4

5

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Ku-Maloob-

Zaap

ATG Cantarell

Explotación

(Excluyendo, Aceite Terciario del

Golfo y Ku-Maloob-Zaap)

ATG

Contratos

Integrales

Ayatsil

Tekel

Tsimin

Xux

Contratos

Integrales

Exploración

Evolución de las reservas

Nota: Como consecuencia del redondeo de cifras, la suma puede no coincidir.

Desde 2002, PEP ha utilizado la definición de reservas probadas que da la SEC.

Reservas al 1 de enero de cada año

Miles de millones de petróleo crudo equivalente (MMMbpce)

23.5 21.9 20.1 18.9 17.6 16.5 15.5 14.7 14.3 14.0 13.796 13.810

21.3 20.817.0 16.0 15.8 15.8 15.3 15.1 14.5 14.2 15.0 12.4

11.310.3

13.013.1 13.4 14.2 14.6 14.6 14.7 14.8 14.3 17.7

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

56.2 53.0

50.0 48.0 46.9 46.4 43.1

45.4 44.5 43.6

13.796

28.8

43.1

20.1

37.0

50.0

18.9

34.9

48.0

17.6

33.5

46.9

16.5

32.3

46.4

15.5

30.8

45.4

14.7

29.9

44.5

14.3

28.8

43.6

14.0

28.2

43.1

43.1

13.810

26.2

43.8

43.8

Reservas 1P:

Reservas 2P:

Reservas 3P:

Posibles

Probables

Probadas

44

45

Tasa de restitución de reservas 1P

65%

63%

81%

89%

35%

37%

19%

11%

2009

2010

2011

2012

Incorporación de reservas 1P por tipo

Revisiones

Nuevos descubrimientos

(MMbpce) 2010 2011 2012

Tasa de restitución de res. 1P 77.1% 85.8% 101.1%

Marina Noreste 585.8 125.0 385.9

Cantarell -365.0 -101.9 1.8

Ku-Maloob-Zaap 950.8 226.9 384.1

Marina Suroeste 267.4 467.6 332.6

Abkatún-Pol-Chuc 140.6 7.9 45.4

Holok-Temoa -1.0 31.2 0.0

Litoral de Tabasco 127.9 428.4 287.2

Norte -86.7 299.8 344.5

Aceite Terciario del

Golfo -170.3 129.0 176.5

Burgos 104.6 129.9 83.8

Poza Rica-Altamira -81.5 -6.9 54.0

Veracruz 60.5 47.7 30.3

Sur 296.2 295.7 309.1

Bellota-Jujo 26.5 16.1 60.3

Cinco Presidentes 49.8 26.3 74.2

Macuspana 29.1 34.6 110.2

Muspac 68.4 -2.8 0.0

Samaria-Luna 122.3 221.5 64.4

TOTAL 1,062.7 1,188.1 1,372.0

586

125

386

267

468

333

-87

300 345

296 296 309

2010 2011 2012

Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

Incorporación de reservas 1P por región

(MMbpce)

Reservas probadas al 1 de enero de 2012

46

66%

34%

13.8 9.1

4.7

Probadas(1P)

Desarro-lladas

Nodesarro-lladas

Miles de millones de petróleo crudo equivalente

(MMMbpce)

Petróleo crudo: 72% 74% 69%

Gas natural seco: 18% 17% 20%

Condensados y líquidos de planta: 10% 9% 11%

Desarrolladas

No-desarrolladas

100% = 13.8

Nota: Cifras pueden no coincidir por redondeo.

47

El incremento de la producción en otros campos

supera el desempeño observado en otros países

TACC 2005-2011

Producción Incremental 2005-2010

Mbd

Nota: La tasa anual de crecimiento compuesto de 2005-2011 es -4.4%

Fuente: Purvin & Gertz 2005-2011.

Sin Cantarell, el crecimiento en la producción de petróleo en México, supera los niveles de

importantes productores de crudo en el mundo.

-5.3%

-5.5%

-3.2%

-2.2%

-6.3%

-0.2%

-0.2%

1.9%

1.4%

2.5%

5.9%

6.8%

4.6%

7.2%

7.9% México sin Cantarell

Angola

Kazajistán

Iraq

Brasil

Canadá

Rusia

China

Arabia Saudita

Nigeria

Libia

Irán

Venezuela

Reino Unido

Noruega -719

-470

-581

-507

-550

-28

-135

430

822

402

675

903

385

642

751 México sin Cantarell

Angola

Kazajistán

Iraq

Brasil

Canadá

Rusia

China

Arabia Saudita

Nigeria

Libia

Irán

Venezuela

Reino Unido

Noruega

48

Trabajos en exploración y perforación

Petrobras es la más activa en

perforación de aguas profundas.

Las cuatro compañías más grandes

(XOM, Shell, BP and CVX) manejan

niveles similares en perforación en

aguas profundas y promedio de gasto

por pozo, siendo Shell

marginalmente mejor en términos de

experiencia y costo.

De las top 6 exploradoras en aguas

profundas, cinco (Maersk, Marathon,

BG, Repsol and Statoil) carecen de

experiencia operativa, y la sexta,

Andarko, ha reincidido

históricamente en una alta

proporción de áreas de aguas

profundas donde los gastos pre-

operativos y de perforación estiman

sean muy altos.

Nexen, Noble y Apache tienen poca

experiencia en perforación de aguas

profundas, sin embargo han sido

exitosos en áreas donde han estado

activos; Noble en Israel y Apalache

en Egipto.

Pozos perforados en

tierra, marinos y aguas

profundas

-

100

200

300

400

500

600

700

Pem

ex

PBR

APA

RD

S

EN

I

RY

PN

S

CVX

BP

STO

XO

M

TO

T

CO

P

HES

AN

A

MU

R

BG

NXN

BH

P

MRO

NBL

MAE

En tierra Marinos Aguas profundas

Período analizado 2000-2009

Pozos

de e

xplo

ració

n

pefo

rados

PEP: Petróleos Mexicanos

PBR: Petroleo Brasileiro SA

APA: Apache Corporation

RDS: Royal Dutch Shell

ENI: Ente Nazionale Idrocarburi

RY: Repsol YPF

PNS: PNS Petroleum Inc

CVX: Chevron Corporation

BP: British Petroleum

STO: Statoil

XOM: Exxon Corporation

TOT: Total

COP: ConocoPhilips

HES: Hess Corporation

ANA: Anadako Petroleum

Corporation

MUR: Murphy Oil Corporation

BG: BG Group PLC.

NXN: Nexen Inc.

BHP: BHP Billiton

MRO: Marathon Oil

Corporation

NBL: Noble Energy Inc.

MAE: MAE Petroleum LLC

Fuente: Wood Mackenzie Exploration Service – Agosto 2010.

11 1435

68

119132

147 148 150 158

98

69

2810

1

<0.125

< 0.25 < 0.5 < 1 < 2 < 4 < 8 < 16 < 32 < 64 < 128 < 256 < 512 <1,024

<2,048

Nombre Tipo Reservas 3P

(MMbpce)

Xux-Tsimin Crudo ligero

(43°API) 1,947

Ayatsil-Tekel Crudo pesado

(12°API) 757

Pit- Baksha Crudo pesado

(12°API) 504

No. de campos

Reservas probadas, MMbpce

Ayatsil-Tekel-Pit-Baksha Tamaño de descubrimientos en el Golfo de México*

Fuente : Mineral Management Service, Department of the Interior, Gobierno Federal de E.U.A.

Xux – Tsimin

Estos descubrimientos

representan algunos de

los más grandes

encontrados en México

Tsimin

Ayatsil

Tekel

Baksha-Pit

49

Nuevos desarrollos darán paso a producción adicional

Tamaño de descubrimiento

1P

2P

50

Principales descubrimientos 2006-2011

Reservas 3P

(MMbpce)

1,137.9

836.0

756.4

596.1

375.9

323.1

268.5

233.6

180.9

138.9

138.8

134.0

132.9

118.5

111.7

104.0

Tsimin

Xux

Kayab

Ayatsil

Pit

Bricol

Lakach

Kinbe…

Piklis

Lalail

Kuil

Terra

Tekel

Homol

Pareto

Utsil

Kinbe

Ubicado en el Golfo de México, con una

profundidad de 22 metros.

Producción inicial de 4,800 bd de petróleo

crudo de 37°API.

Pareto

Mayor descubrimiento en la Región Sur.

Producción inicial de 4,000 bd de petróleo

crudo de 43°API.

Emergente (Gas shale)

Primer descubrimiento de gas shale.

Reservas 3P1 de 112 MMMpc de gas.

3 pozos en etapa de terminación: Montañes-1, Nómada-1 and Percutor-1

Principales descubrimientos en 2011

Crudo pesado

Crudo ligero

Gas

(1) Estimado.

0

10

20

30

40

50

60

70

Crudo pesado Crudo ligero

51

Mejor Estrategia de Explotación en

ATG/Chicontepec

Sector 1

Sector 2

Sector 3

Sector 4 Sector 5

Sector 6

Sector 7

Sector 8

Agua Fría

Presidente Alemán

Remolino

Coralillo

Coyotes

5 Laboratorios de

Campo

Laboratorios de Campo

Durante el primer trimestre

del año, la producción de

ATG promedio 65.2 Mbd

Otras Actividades

Enfocada a la creación de

valor.

Mayor productividad de

los pozos.

Recuperación mejorada.

Reducción de costos.

Manejo de declinación.

65,858

44,803

47%

52

Nuevos Modelos de Negocio – Organismos

Industriales

Refinar el crudo pesado

mexicano e incrementar la

oferta de gasolinas en

México

1993

Incremento en producción de

cloruro de vinilo

2012 (por confirmarse)

Deer Park PEMEX – Mexichem

1. Coinversión

2. Suministro de materias

primas

Proyecto

Socio

Participación

de PEMEX

Objetivo

Inicio

1. Coinversión

2. Activos fijos

3. Suministro de materias

primas

• Análisis integral de

oferta y demanda

• Estrategia de

ejecución de corto,

mediano y largo

plazo

• Nuevo marco legal

• Mayor poder de

negociación

• Identificar y aprovechar

oportunidades de

mercado

• Mejores términos y

condiciones de

contratación

• Importante generación

de ahorros

53

Mejoras en Procesos de Compras y

Adquisiciones (1/2)

54

Arrendamiento

Financiero Compra de

contado

Ahorro1

25%

Mejoras en Procesos de Compras y

Adquisiciones (2/2)

Consumo

promedio

de 185 a 200

MTA2

(1) Estimado.

(2) Miles de toneladas anuales.

Ahorro1

MMPs. 465

VS

Esquema

de renta

tradicional

Nuevo esquema

de renta

Ahorro1

18% - 20%

Ahorro1

35% Plataformas

Tubos perforación

Flota

Arrendamiento

financiero

Nuevo

esquema de

contratación

55

Procesos Industriales

Refinación

Mejoras operativas,

administrativas y estructurales

Capturar Oportunidades

Económicas

Gas y Petroquímica Básica

Ampliar la red de ductos en el

norte y centro del país

Incrementar capacidad de trasporte y

proceso de gas natural

Petroquímica

Implementar y desarrollar nuevos

modelos de negocio

Impulsar el crecimiento de

cadenas de mayor valor agregado

56

Sustentabilidad y Protección Ambiental

Cogeneración

=

Reducción CO2

=

Ingresos Adicionales

Nuevo Pemex

CPQ. Morelos

CPQ. Cangrejera

900 MTCO2 e/año

= US$MM5.6

430 MTCO2 e/año =

US$MM2.6

410 MTCO2 e/año

= US$MM2.6

15.6 14.9 13.9 13.6

25.6 21.8

17.9 13.8

6.6 7

7.1 6.8

7 6.5

6.6 6.4

2008 2009 2010 2011

PPQ PGPB PEP PREF

Meta1 de reducción de

emisiones de CO2 de 2009 a

2012* = 9.94 Mmton, con

respecto a 2008

54.8 50.2

45.5

40.4

(1) Fuente: PECC.

(*) Estimado.

Emisiones de CO2 (MMton)

Reducción total de

emisiones de CO2 de 2009 a

2011* = 14.4 Mmton, con

respecto a 2008

-26%

57

Principales Proyectos

Conservación

Reforestación

Captura de Carbono

Educación Ambiental

Investigación y Aplicación

Tecnológica

Proyectos Ambientales

Pantanos de Centla Selva Lacandona Humedales de Alvarado Parque Ecológico Jaguarundi

58


Programa de

Investigación,

Educación y Aplicación

Tecnológica para la

Conservación de la

Selva Lacandona.

• Protección de 3 mil 200

hectáreas.

• Resolución de conflictos

agrarios con visión

ambiental.

• Recuperación de poblaciones

animales consideradas en

peligro de extinción.

• Educación ambiental en

localidades.

Descripción Principales Logros Proyecto

Parque Ecológico Jaguarundi

Reserva natural de 960

hectáreas propiedad de

Pemex-Petroquímica,

enfocada a la

conservación,

reforestación, captura

de carbono y educación

ambiental.

• Conservación de la biodiversidad.

• Acciones de educación ambiental y

de restauración de áreas

afectadas.

• Mención honorífica especial en el

Premio Nacional al Mérito

Ecológico, en 2004.

59


Proyecto de

conservación, educación

ambiental y manejo de

la Reserva de la Biosfera

de Pantanos de Centla,

Tabasco.

• Desarrollo y consolidación de la

Casa del Agua como un agente de

transformación en la cultura de

conservación de la zona.

• Edición Y difusión de material

educativo.

• Restauración de ecosistemas

críticos.

• Desarrollo sustentable en

comunidades.

Descripción Principales Logros Proyecto

Proyecto de educación

ambiental en humedales

de Alvarado, Sierra de

Otontepec y humedales

de Tuxpan, y

reforestación de mil

hectáreas de manglar y

de tierras bajas en el

Sistema Lagunar de

Alvarado.

• Generación de educación y

capacitación ambiental.

• 200 ejidos y/o propietarios

reforestando y protegiendo sus

predios.

• Reforestación de 643 Has. en

propiedades ejidales, de las cuales

398 son manglar y 245 vegetación

de selva baja, con esquema de

participación comunitaria.

Estrategia en aguas someras y regiones

terrestres

Cuenca

Tampico-Misantla

Cuencas

del Sureste

Crudo Ligero

Crudo Pesado La estrategia estará enfocada a cuencas del

sureste, incluyendo porciones marinas y en

tierra:

Ejecución de estrategias para

identificar la continuidad de plays

establecidos como las formaciones

Cretácicas.

Aumentar actividades para identificar

plays de la era Terciaria e incorporar

recursos petroleros.

Evaluación del potencial en formaciones

pre-sal y sub-sal.

Adicionalmente, se reactivará la exploración

en la cuenca Tampico-Misantla con el

propósito de ubicar recursos petroleros en

plays de la era Mesozoica.

8,091 5,055

1,931

3,838

3,099

594

CSM CST CTM

Recursos Prospectivos (22,608 MMbe)

11,929

8,154

2,525

Localización y oportunidades

Plays

Cuenca Tampico-

Misantla Cuenca Marina

Sureste

Cuenca Terrestre

Sureste

60

Chuktah-201

512 m

Nab-1

680 m

2004

Noxal-1

935 m

Lakach-1

988 m

2005 2007

Lalail-1

805 m

Chelem1

810 m

2008

Tamil-1

778 m

Tamha-1

1,121 m

2009

Etbakel-1

681 m

Kabilil-1

740 m

2010

Lakach

-2DL

1,196 m

Labay-1

1,700 m

2011

Puskón-1

624 m

Nen-1

1,493 m

Leek-1

851 m

Holok-1

1,028 m

Catamat-1

1,230 m

Piklis-1

1,945 m

Perforación en aguas profundas

• Desde el 2000, 18 pozos han sido perforados en aguas profundas, los cuales han descubierto 8

campos de gas natural no-asociado y 2 campos de crudo extra-pesado.

Perforación en aguas profundas 2004 - 2012

62

Presupuesto para aguas profundas (perforación, información sísmica, estudios)

2011 2012

14,976 MM pesos 14,063 MM pesos

Chuktah-201

Nab-1

Noxal-1

Lakach-1

Lalail-1

512

680

805

Chelem-1

810

Tamil-1

778

Tamha-1

1,121

2003 2004 2005 2006 2007 2008

Tir

ante

de a

gua –

(m

etr

os)

935

Campo de Gas

Campo de Crudo

No exitoso

Leek-1

851

Catamat-1

1,230

2009

988

2010 2011

1,700

Labay-1

Lakach-2DL

1,196

En perforación

Piklis-1

1,945

Puskón-1

600

851

Maximino-1

Lakach

2004-2009 2010 2011

Holok-1

1,028

Etbakel-1

681

Kabilil-1

740

Talipau-1

940

Talipau-1

Puskón-1

Hux-1

1,130

Nen-1

1,495

2012

Kunah-1

2,154

Trión-1

2,550

Maximino-1

2,933

Yoka--1

2,090

Programa 2012 Supremus-1

2,890

Caxa--1

1,800

No. de localizaciones > 1,000 m

48 10 3

Benchmarking: Exploración en aguas profundas

Fuente: Wood Mackenzie Exploration Service.

Pozos

4

15

19

28

18

17

2

11

4

14

6

2

3

8

8

8

4

5

9

6

8

1

2

10

2

4

3

1

1

2

3

5

2

5

0 10 20 30 40 50 60 70

2006

2007

2008

2009

2010

2011 27

38

67

42

50

16

Tirante de agua > 500 m

PEMEX ha sido rankeada en la sexta posición en términos de actividades en aguas profundas (tirantes de agua mayor a 500

metros) en los últimos seis años, de acuerdo al número de plataformas en operación y pozos perforados.

El estudio de benchmarking considera pozos perforados en el oeste de África, Reino Unido, Noruega, Brasil y el Golfo de México

(EUA y México). Cabe mencionar que BP y Shell no reportaron actividades de perforación en aguas profundas durante 2011.

Petrobras

Shell

Chevron

BP

Total

PEMEX

2006 2007 2008 2009 2010 2011

4

2

2

5

2

1

15

11

3

9

10

2

19

4

8

6

2

3

28

14

8

8

4

5

18

6

8

1

3

2

17

0

4

0

1

5

TOTAL

101

37

33

29

22

18

63

64

Nuevas Funciones de Exploración y

Producción

Función

Implementación,

coordinación, diseño y

supervisión de estrategias

de exploración en 5 zonas:

— Cuenca del Sureste

Marino

— Cuenca del Sureste

Terrestre

— Tampico-Misantla-Golfo

— Aguas Profundas Norte

— Aguas Profundas Sur

Objetivo

Asegurar la ejecución de la

estrategia de exploración.

• Cumplimiento de las metas

institucionales en los

proyectos de evaluación de

potencial e incorporación

de reservas.

Función

Consolidación de las

funciones de

mantenimiento y logística

de instalaciones marinas y

terrestres.

Objetivo

Garantizar la atención de

requerimientos de

mantenimiento y logística.

• Maximizar la confiabilidad

de las instalaciones y

colaborar al cumplimiento

de programas operativos

considerando el medio

ambiente y comunidad.

Explo

ració

n

Mante

nim

iento

Ventajas

La consolidación de operaciones

permitirá aprovechar economías

de escala y dirigir los esfuerzos

hacia la maximización de la tasa

de incorporación de reservas y

del valor de las inversiones.

Ventajas

Una visión integral de los

requerimientos de los Activos,

que permitirá mejorar la

capacidad de respuesta y

gestión de recursos para proveer

mantenimiento predictivo,

preventivo y correctivo.

Evolución de los indicadores de productividad

65

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

100%

105%

110%

115%

Sep-2009 Dic-2009 Mar-2010 Jun-2010 Sep-2010 Dic-2010 Mar-2011 Jun-2011

Plazas ocupadas definitivas en PEP / pozo en operación (100% = 5.7)

Plazas ocupadas definitivas en PGPB / MMpcd de gas húmedo procesado (100% = 2.6)

Plazas ocupadas definitivas en PR / mbd de productos petrolíferos vendidos (100% = 22.9)

Plazas ocupadas definitivas en PPQ / MT de productos petroquímicos vendidos (100% = 46.8)

Septiembre de 2009 = 100%

Pro

ducti

vid

ad

66

Estrategia de Ejecución

1ra ronda: Asignada en agosto 2011.

2da ronda: Contratos aprobados por

el Consejo de Administración en

noviembre 2011 y publicación de

pre-bases en diciembre 2011.

Atención a retos técnicos,

operacionales y gerenciales.

Potencial para incrementar el

factor de recuperación.

Campos maduros en Regiones Sur y Norte

Campos maduros en Región Norte y Chicontepec

Aguas profundas

Incrementar la capacidad de ejecución

2011 2012

Asignación de 2da ronda de

campos maduros en región

norte.

Chicontepec: Recursos que

requieren mayor capacidad de

ejecución y el desarrollo de

soluciones tecnológicas

específicas.

El 56% de reservas probables y

58% de reservas posibles están

ubicadas en Chicontepec.

Una importante proporción

de la plataforma de

producción de largo plazo

se encuentra concentrada

en aguas profundas.

La primera producción se

obtendrá aproximadamente

en 7 años.

Programa de ejecución estratégico, alineado con el

plan de negocios

Después del 2012

67

4T11 Resultados Financieros Dictaminados

Miles de millones de pesos Miles de millones de dólares

4Q10 4Q11 variación 4Q10 4Q11

Ventas totales 343.0 420.3 27.8 30.0

Rendimiento bruto 162.3 197.8 13.1 14.1

Rendimiento de operación 132.9 175.2 10.8 12.5

Rendimiento antes de

impuestos y derechos 144.5 219.7 11.7 15.7

Impuestos y derechos 169.6 243.5 13.7 17.4

Rendimiento (pérdida) neto (25.1) (23.8) (2.0) (1.7)

EBITDA1 199.0 292.6 16.1 20.9

22.5%

21.9%

31.8%

52.0%

45.9%

43.5%

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

Resultados Financieros 2010 vs. 2009 (NIF)

Millones de pesos

68

2010 2011 Var. Abs.

2010 vs. 2009 %

Ventas totales 1,282.1 1,558.4 276.3 21.6%

En México 683.9 779.2 95.3 13.9%

De exportación 592.9 773.0 180.1 30.4%

Ingresos por servicios 5.3 6.3 1.0 18.9%

Costo de ventas 631.4 780.6 149.2 23.6%

Rendimiento bruto 650.7 777.8 127.1 19.5%

Gastos generales 104.3 96.4 -7.9 -7.6%

Gastos de distribución 33.3 31.3 -2.0 -6.0%

Gastos de administración 71.0 65.0 -6.0 -8.5%

Rendimiento de operación 546.5 681.4 134.9 24.7%

Otros ingresos (gastos) 71.6 195.5 123.9 173.0%

Resultados integral de

financiamiento (costo) (12.0) (91.6) -79.6 663.3%

Resultados de subsidiarias que no

consolidan 1.5 (0.8) -2.3 -153.3%

Rendimiento antes de impuestos y

derechos 607.6 784.5 176.9 29.1%

Impuestos y derechos 654.1 876.0 221.9 33.9%

Rendimiento (pérdida) neto (46.5) (91.5) -45.0 96.8%

Factores Externos y Estructurales

Subsidio al

gas LP

Costo de oportunidad de venta del gas LP en territorio

nacional. Es el diferencial entre el precio de referencia

internacional y el precio máximo al público fijado por

decreto por el volumen vendido.

Calidad en

gasolinas y

diesel

Paridad

importación

diesel

Los costos de logística que no se reconocen en el diesel

importado. Se mantienen precios de paridad.

El precio del productor no se ajusta al cambiar la calidad

de los combustibles automotrices.

Monto Total

2011

= 39,950

= 2,856

= 4,929

= 88,886 Límite de

deducibilidad

Es el monto de impuestos en exceso a cargo de PEP, que

se genera al deducir el límite de deducibilidad establecido

en el régimen fiscal vigente, en lugar de los costos reales.

69

Ps. MM

70

Evolución de la deuda

Deuda Remanente

Deuda Consolidada1


49.8 52.2

46.1 42.8

47.9 53.2

55.3 58.3

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Remanente al cierre de cada año

2

(1) No incluye interés acumulado.

(2) Estimado.

presentación a inversionistas - pemex · presentación a inversionistas abril 2012 . advertencia...

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