pemex situación actual y perspectivas

Situación actual y perspectivas

Noviembre de 2006

2

1. PEMEX: Actividades y estructura organizacional

2. Situación y Resultados 2001 - 2006

3. Retos y Problemática

4. Propuestas e iniciativas de la estrategia

5. Resultados de la estrategia

Contenido

3






Contenido

4

Internacional

Nacional**

Indicadores operativos y financieros 2006 (Estimado de cierre)

• 9a compañía de crudo y gas a nivel mundial*

–3a en producción de crudo–10a en reservas de crudo–14a en producción de gas–13a en capacidad de

refinación–29a en reservas de gas

* De acuerdo a clasificación (ranking) de Petroleum Intelligence Weekly, Diciembre 2005, PEMEX** Resultados consolidados; incluye compañías subsidiarias; en el caso de exportaciones solo incluye operaciones de Organismos Subsidiarios

33.327%

18.29%

48.79%

2000

102.1~12%

85.311%

Ventas (MMMUS$)Ventas como % del PIB

79.5~40%

63.031%

Contribución fiscal (MMMUS$)Contribución fiscal como % de los ingresos presupuestarios del sector público

39.2~13%

31.612%

Exportaciones (MMMUS$)Exportaciones como % de los ingresos de la cuenta corriente

2006E2005

Producción (Mbd):• Crudo• Gas (MMpcd)• Proceso de crudo en el

SNR• Petroquímicos (Mt)

Ventas nacionales (Mbd):• Combustibles de

transporte• Gas natural (MMpcd)

Exportación crudo (Mbd):

Personal (M):

Financieros (MMM$):• Utilidad antes de

impuestos• Utilidad neta• Pasivo total• Patrimonio

3,3005,3861,293

3,167

1,130

2,863

1,810

148.2

633

451,170

3

Pemex: Importancia nacional e internacional

5

Pemex: Líneas de negocio

PGPBPGPB

Crudo

Gas naturaly

condensados

EtanoMetano

Gas natural, Gas L. P., Azufre

PEPPEP

PMIPMI

PPQPPQ

Gasolinas, dieselLubricantes y asfaltosCombustóleo y Coque

Corporativo

PRPRNaftas y

gasolinasnaturales

DCADCA DCODCO DCFDCF DCIDPDCIDP

Amoniaco,Polietileno,Aromáticos

Petroquímicos básicos

Importación

ExportaciónIMPIMP

PGPBPGPB

Crudo

Gas naturaly

condensados

EtanoMetano

Gas natural, Gas L. P., Azufre

PEPPEP

PMIPMI

PPQPPQ

Gasolinas, dieselLubricantes y asfaltosCombustóleo y Coque

Corporativo

PRPRNaftas y

gasolinasnaturales

DCADCA DCODCO DCFDCF DCIDPDCIDP

Amoniaco,Polietileno,Aromáticos

Petroquímicos básicos

Importación

ExportaciónIMPIMP

6

Petróleos Mexicanos: Estructura 20061

1/ Estimado de cierre. Estados financieros elaborados conforme a Normas de Información Financiera.

2/ Incluye impuestos directos e indirectos. Incluye contribuciones del orden de 6 mil millones de pesos por parte del Corporativo de Pemex 2006.

3/ Septiembre de 20064/ Datos no consolidados

PEMEX

862652576

6749,866

451-14

3-28

50,895

21613

38

12,506

28-12

0-17

14,485

DCAAdministración

DCFFinanzas

DCOOperaciones

DCIDPIngeniería y Desarrollo de

Proyectos

PemexExploración yProducción

PemexRefinación

PemexGas y

Petroquímica Básica

Pemex Petroquímica PMI

Comercio Internacional

(Miles de millones de pesos)

Corporativo

Ventas totales 4Utilidad de operación

Contribución fiscalUtilidad neta

Plazas totales3 IMPInvestigación y

Desarrollo

1,09263358845

148,190

Ventas totalesUtilidad de operaciónContribución fiscal 2Utilidad netaPlazas totales3

7






Contenido

8

Situación en 2001

• Sus reservas de hidrocarburos registraban un descenso constante,reponiendo tan sólo el 26% de la producción.

• La declinación prevista de Cantarell, que representaba al 2001 más del 55% de la producción nacional de crudo, estaba cada vez más cercana. Se preveía su inicio hacia finales de 2001, o principios de 2002.

• Caída cada vez más acelerada de la producción de crudo ligero, pasando de 910 MBD en 1996 a 733 MBD en el 2000.

• La producción de gas natural había comenzado su caída a partir de 1998, pasando de 4,790 MMpcd a 4,676 MMpcd en el 2000, situación que continuó hasta 2002, alcanzando 4,423 MMpcd.

• Los proyectos de reconfiguración de las refinerías de Cadereyta y Madero presentaban retrasos significativos.

• Se tenían importantes rezagos en mantenimiento de ductos y deficiencias muy importantes en infraestructura de almacenamiento y transporte.

• La infraestructura de petroquímica cuya producción cayó de 8.3 MMTA en 1996 a 3.5 MMTA en el 2000, mostraba obsolescencia creciente, asociada a un serio abandono de las instalaciones.

• La situación financiera experimentaba un deterioro creciente, ya que a partir de 1998 la empresa registró pérdidas netas, lo que eventualmente llevó al patrimonio a tornarse negativo.

• La relación con el sindicato era complicada debido al entorno político.

Petróleos Mexicanos

llegó al 2001 en

una situación

difícil

9

Crudo (Millones de barriles diarios)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

00 01 02 03 04 05 06 07 08

Gas natural (Millones de pies cúbicos diarios)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

00 01 02 03 04 05 06 07 08

3,300

3,012

1,601

4,679

5,386

Fuentes: Para 2006 cifras estimadas con datos reales al mes de septiembre, octubre-diciembre POT IV de 2006, PEPHistórico 2000-2005 Gerencia de Planeación Operativa 2007-2012 Portafolio de inversión 147 escenario 3-3 de PEP

Producción sin inversión

Producción con inversiones2001- 2006

Producción con

inversiones2007- 2012

Producción sin inversión

Producción con inversiones2001- 2006

Producción con

inversiones2007- 2012

Situación en 2001: Crudo y gas

De mantener el nivel histórico de inversión y de acuerdo con los pronósticos de demanda en 2008 México sería importador de crudo.

Demanda

Demanda Gas Seco

1,138

10

Inversión Física(Miles de millones de dólares)

6.4 5.88.3

3.12.0 1.6 1.0 1.1 1.8 1.6 1.9 2.5 2.8 3.0 2.1 2.0

3.1 3.6 3.1 2.6 3.0 3.0 2.2 1.7 1.1 1.8 2.1

0.6 2.0 2.94.5 3.9 5.6

8.4 9.8 9.0

12.0

80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06E

PIDIREGAS*Programable

5.1 5.5

7.5 6.97.8

10.110.8

4.2

14.1(E)

Promedio2001-2006: 10.1

10.9

• Entre 1983 y 2000 se invirtieron tan sólo 2,800 millones de dólares por año.

• Esta administración ha realizado las inversiones más elevadas en la historia de Pemex.

*/ PIDIREGAS: proyectos de infraestructura productiva a largo plazo(E)/ Estimado de cierre.

Promedio 1983 - 2000: 2.8

Perfil de Inversiones

11

Producción de hidrocarburos

Producción de aceite (miles de barriles diarios)

Producción de gas natural(millones de pies cúbicos diarios)

4,5734,679

4,511 4,423 4,498

2000 2001 2002 2003 2004

3,012 3,127 3,177 3,371

2000 2001 2002 2003 2004

Comportamiento sin inversiones

2005 2006e

2006e2005

4,8185,310

Gas Asociado

Gas No Asociado

Crudo Ligero

Crudo Pesado

e_/ Gerencia de Planeación Operativa y Gerencia de Recursos de Inversión. Subdirección de Planeación y Evaluación, PEP (2000-2005)Cartera 1.6 para el año 2006 (producción declinada)

+8.8 %

3,2773,383 3,333

+13.5%

1,138

3,693

1,601

2,790

121/ Sólo DescubrimientosFuente: PEMEX

Evolución de la producción y de la tasa de restitución de reservas totales (1P y 3P)1

(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

Tasa de Declinación y de Restitución de Reservas

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

55,000

60,000

'00 '01 '02 '03 '04 '05 '06

Tasa de Declinación de Reservas(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

TACC -5.0 %

TACC -2.0 %

-500

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

1990 1992 1994 1996 1998 2000** 2002 2004 2006E 2008 2010

Reservas totales*

Producción

Tasa de restitución de

reservas

57%

14%

41%37%

4%

53%

12%

59%

21%

75%

26%Reservasprobadas

37%

-19%

100%

Meta a ser alcanzada entre el 2010 y 2012

13*\ Suma estocástica. El resultado puede no coincidir con la suma algebraica.

Cuenca Recursos Prospectivos

1. Sabinas

2. Burgos

3. Tampico-Misantla

4. Veracruz

5. Sureste

6. Golfo de México

7. Plataforma de Yucatán

Total

0.3

3.1

1.6

0.8

17.7

29.3

0.3

53.8*

Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente

Recurso Prospectivo Identificado

14

4,6743,653

• En refinación, las reconfiguraciones de Cadereyta y Madero permitieron incrementar el proceso de crudo pesado en el SNR y aumentar la producción de productos de alto valor

• En gas, se incrementósignificativamente la oferta en los últimos años y se realizaron inversiones en capacidad de procesamiento de gas en las Criogénicas I, II, III y IV del CPG Burgos.

• En petroquímica, Pemex ha enfocado su participación en las cadenas más rentables y ha integrado sus filiales

Crudo y RendimientoElaboración de productos seleccionados - SNRMbd

Proceso de crudo en el SNRMbd

33

30

37

1,133

2000

38

34

28

1,183

2006

Gasolinas

Destilados intermedios

Combustóleo

100% =100% =

64

36

1,227

2000

58

42

1,293

2006

Ligero

Pesado

Producción de gas secoMMpcd

2000 2006

PetroquímicaGas

Producción a ventas de petroquímicosMta

3,357 3,167

8,309

1996 2000 2006

Resultados operativos en actividades industriales

15

0.97 0.88 0.64 0.67 0.59 0.48 0.59 0.60 0.73

1.51.06

'04 '05 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep

54 65 60 55 53 43 47 42 42

143 117

'04 '05 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep

Mensual 2006Acumulado

Objetivo: 0.5 0.66

51

Índice de frecuencia

global Pemex

Índice de gravedad

global Pemex

Seguridad y protección ambiental

16

29 15 53 57 79 89 198427 409 361 469 550 631

653456 424 414527

629720 851

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006E

Impuestos

Superávit Primario

Aportaciones al Gobierno Federal*(miles de millones de pesos de 2006)

418 434 410 482 522 567 626191 152 156

214 280 328427609 585 566

697802 895

1,053

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006E

Ingresos*(miles de millones de pesos de 2006)

Ventas Internas

Ventas Externas

*_/ En flujo de efectivo. 2006E: Estimado de cierre. POT V. 10.0. Documento del Gpo. de Trabajo de Presupuestación. Octubre 2006Precio del crudo = Precio de la mezcla mexicana de exportación

21.61 31.02 42.6924.79Precio delCrudo (dls/b)

24.7818.61

Situación Financiera: Ingresos y aportaciones

53.15

17Fuente: Reportes Anuales 2005. Tipo de cambio: 10.7777 pesos/USD*El EBITDA de CFE se refiere a los recursos generados por la operación.

(miles de millones de pesos, 2005)

Pemex

CFE *

Telmex

Wal-Martde México

Cemex

América Móvil

183

164

162

162

162

105FEMSA

928

Situación Financiera. Importancia nacional

Ventas

18

15

73

38

54

21

596

EBITDA

5

10

28

23

31

8

-76

Utilidad Neta

18

55.349.3

38.3 34.927.1 24.5 20.1

12.1

59.3

ExxonMobil

BP RD Shell Total ChevronTexaco

ConocoPhillips

Petrobras Statoil

EBITDA1 de las principales empresas petroleras integradas, 2005(Miles de millones de dólares)

1/ Utilidad antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización.Fuente: Bloomberg y PEMEX

Situación Financiera. Posición mundial

19

192 150 117 51 35 -28 3

274 268 362 464 521 551 614

177 212247

318 323 385456

12410882

5177

160100

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006E

Capital y pasivo total(miles de millones de pesos de 2006)

Contribución al Gobierno Federalcomo porcentaje de la utilidad operativa

-500

50100150200250300350400

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

E

Patrimonio(miles de millones de pesos de 2006)

3

Pemex: Paradoja Financiera

Otros pasivos (2)

Patrimonio

Reserva laboral

(1) Incluye deuda a corto y largo plazo, venta de cartera y notas a contratistas(2) Incluye reserva para créditos diversos, impuestos por pagar, cuentas y gastos acumulados por pagar, proveedores.2006E: Estimado de cierreFuente: DCF

Deuda (1)

PasivoTotal

531

891691

968 1,096 1,170

95%

115%103%

113%112%114%107%

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006E

528

20



3. Retos y Problemáticas



Contenido

22

269 153 173 200 180 107 113 69 81

(miles de barriles diarios)

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

Producción 2,108 2,125 2,029 1,795 1,526 1,373 1,200 1,000 820 713 600 531 450

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Información de 2003 – 2005 real; 2006 proyección de cierre; 2007 – 2015 Cartera de proyectos.

* Esta producción no incluye los campos Ek y Balam, que incluyéndola ascendería a 1,811 mbd en el Activo Integral Cantarell

• La tasa anual de declinación compuesta del proyecto Cantarell para el periodo 2007-2015 será, de acuerdo a los pronósticos y estudios actualmente realizados, de 14 por ciento (una caída de 150 MBD por año, en promedio).

Declinación promedio = 14%

Retos en la producción de crudo – Declinación de Cantarell

Declinación esperada:

23

Administración de declinación

Proyectos en desarrollo y producciónExploración

Fuente: Portafolio de Inversiones de PEP (escenario alto)

• Hoy en día más del 80% de la actividad se presenta en campos terrestres y de aguas someras

• Es necesario tener una estrategia equilibrada con proyectos de exploración para garantizar la sustentabilidad en el mediano plazo, y mantener un relación de reserva probada/producción de 9 años o más.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

2007 2009 2011 2013 2015

A.J. Bermudez

0

2,000

4,000

6,000

8,000

2007 2009 2011 2013 2015

Exploración

Chicontepec

Aguas Profundas

Burgos

Veracruz

Otros proyectos de Explotación

Cantarell

Crudo Ligero Marino

Exploración

Chicontepec

Aguas Profundas

Cantarell

Ku-Maloob-Zaap

Otros proyectos de Explotación

Crudo Ligero Marino

Producción proyectada – aceite, (Mbd) Producción proyectada – gas, (MMpcd)

Promedio: 3.3 MMbd Promedio: 6.5 MMMpcd

Retos en Proyectos de Exploración y Explotación

24

PEP debe mejorar el diseño y la ejecución de sus proyectos e incrementar la reclasificación de reservas

Fuente: Gerencia de Reservas de Hidrocarburos

33,093 13,325

Total 3P(MMbpce)

100% = 46,418

Aceite

Gas

22,311

20,08719,957

PosibleProbada Probable

Gas(MMMpc)

9,653

11,64411,814

PosibleProbada Probable

Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, Samaria-Luna, Chicontepec y otros

Aceite(MMb)

Burgos, Crudo Ligero Marino, Chicontepec, Bellota-Jujo y otros

Estructura de las reservas de hidrocarburos, 2006

25Fuente: Reportes anuales de PEP; Portafolio de inversiones

8.38.69.19.4 9.38.68.310.39.8

07 08 09 10 11 12 13 14 15

Periodo de ajuste y recuperación

Relación de reserva probada/producción* (años)

15.5

15

15.0

14

14.7

13

14.7

12

14.7

11

15.1

10

16.0

09

17.1

08

18.2

07

Reserva probada (MMMbpce)*

Producción esperada (MMMbpce)

1.73

12

1.73

13

1.77

1410

1.77

09

1.76

08

1.71

07

1.65

11

1.75

06

1.64

15

1.77

*Reservas al 1° de enero

*Relación reserva – producción al 1° de enero

Incorporación de reservas

26

Emanaciones de hidrocarburosen el Golfo de México

27

300

400

500

600

700

800

900

1000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Reconfiguración Tula

Reconfiguración Minatitlán(En ejecución)

Nueva Refinería (Tuxpan) y Reconfiguración Salina Cruz

ReconfiguraciónSalamanca

Demanda

Producción

Balance nacional de gasolinas (Mbd)

TACC = 3.7%

Importación mediante proyecto Tuxpan - Altiplano

Importaciones

294249

272

104143

Retos adicionalesRetos adicionales

Calidad de combustibles

Mercado ilícito de combustibles

Infraestructura de importación

saturada

Infraestructura del Sistema Nacional de Refinación

28

1/ No incluye inversión financiada de Minatitlán por 8,423 millones

0

10

20

30

40

50

60

70

2006 1/ 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Pemex Refinación: Perfil de inversiones

Nota: No se incluye Registro Pidiregas ni Intereses Capitalizables.

(miles de millones de pesos)

Soporte a la producción

Calidad deCombustibles*

Mantenimiento

Nuevo tren de Refinación

Minatitlán*

Reconf. Tula* Reconf. Salina Cruz y Salamanca

- 18 48 45 30 4 2*Total Pidiregas

Seguridad

• La cartera de inversiones de Pemex Refinación supera los 135 mil millones de pesos y requiere ejecutarse de manera simultánea en los próximos 6 años.

29* Incluye demanda CFE y particulares

01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,000

10,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Exportaciones(Pemex)

58 628 989 1,028 983 1,326 882 1,027 775 597

956 1,108 1,393 1,598 1,614 2,184 2,218 2,768 2,759 2,762Importaciones(Nacionales)

Demanda total*

Producción e importaciones por logística

Importación GNL

Importaciones particulares

TACC = 4.3%

Crecimiento de la oferta regional

Regulación del mercado

Cambio de la estructura de

mercado

Nueva capacidad de procesamiento

de gas

Retos Adicionales

Balance Nacional de Gas Natural (MMpcd)

Gas Natural: Balance y retos

30

• En 2005, el 60% del margen generado por PPQ se obtuvo de la cadena del etano; el 28% de aromáticos y 9% de la cadena del metano.

• A futuro, Pemex debe continuar enfocando sus actividades en cadenas rentables

• Fortalecer su operación mediante alianzas con terceros• Desincorporar operaciones vinculadas a cadenas no rentables

8.1 8.3

6.55.2

4.0 3.5 3.4 3.4 3.2 3.2 3.13.6 3.5 3.7

5.05.8 6.0 5.9 5.9 6.0 5.9

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Etano y Aromáticos Metano y otros Fenix

*/ Incluye ventas nacionales, exportaciones y comercio intercompañías. e/ EstimadoFuente: PEMEX

Producción de petroquímicos PPQ(millones de toneladas anuales)

Petroquímica: Perspectivas de producción

31

MantenimientoMantenimiento

Desempeño operativo en Refinación

Desempeño operativo en Refinación

•Rendimientos de los productos de alto valor menores a los de la industria (64.5% vs. 73% de la referencia)

•Consumo energético 40% mayor al estándar de la industria

•Mantenimiento más reactivo que planificado; su ejecución es poco efectiva

•Disponibilidad parcial de diagnósticos (físicos y operativos) de las instalaciones

•2.5 veces más paros no programados que la referencia de la industria

•395 fugas en el año 2005 debido a rezagos en mantenimiento, deficiencias en planeación y una disponibilidad limitada de recursos.

•Múltiples cuellos de botella que limitan e incrementan el costo de operación

•Prácticas heterogéneas en la operación de los sistemas entre Organismos

DuctosDuctos

Ejecución de proyectosEjecución de proyectos

•Rezagos importantes en la ejecución de proyectos por problemas en su definición, contratación y seguimiento de los mismos, lo que implica costos adicionales y retrasos en su entrada en operación

Oportunidades de mejora operativa

32

Sistemas de Ductos en Petróleos Mexicanos

63,34091212,59316,03134,074Total2,8042,804Sin operar

18,67918,679OperandoProducción (kms)

4,6034495251,9991,630Sin operar

37,25446312,06814,03210,691OperandoTransporte (kms)

TotalPPQPGPBPRPEPCondiciónTipo

Pemex ha actualizado el censo de su red de ductos, contando con 63,610 Km para el transporte y distribución de hidrocarburos, cuya antigüedad promedio es de 30 años.

33

Salamanca

Derrames

0015,00022003

003122004

0010012002

7,7652334,46730Total

6

17

No. Fugas

16,776

2,560

Derrame (b)

Derrame (b)

No. Fugas

PoliductosOleoductos

Año

9

16

1,2972006

6,4682005

Accidentes mayores en ductos de Pemex Refinación

Cadereyta

Minatitlán

Salina Cruz

Madero

Tula

Integridad y confiabilidad operativa de los ductos de Pemex Refinación

34

Inspección, Rehabilitación y Mantenimiento Integral 2006

4,181157

2,2641,445315

KmInspeccionados

5125686216

Avanceene-oct

(%)

Total

PPQ

PR

PGPB

PEP

Organismo

3,19475

2,004434681

Defectos Detectados

Compro-metido (MM$)

Avanceene-oct

(%)

Defectos Eliminados

KmProgramados

6512707550

2,0819

1,406326340

4803,346

2,8778,22137636

4452,3131,9151,926

• El 15% de la longitud total de ductos en operación de PEMEX (55,933 km), estáconsiderada dentro de los programas de inspección, rehabilitación o mantenimiento integral 2006.

• Se lleva un avance del 51% en la inspección con equipo instrumentado, programada para 2006; así como el 65% en la eliminación de los defectos que hasta el mes de octubre fueron detectados.

35

Comparativo de Fugas

Si bien hay una tendencia en la reducción de las fugas, existen puntos críticos que atender con altos impactos a la población, medio ambiente y negocio.

86

5952

70

52

40

50

37

61

29

47

32

8

2825

45

64

77

33

3429

2129

18 15

25 25

2224

3231

44

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

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

´04

´05

´06

36

Pemex ha logrado incrementar sensiblemente el gasto de mantenimiento con el apoyo del Congreso

Miles de millones de pesos/año

20,296 22,89725,865

29,728

50,327 52,804 54,922

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006Operación Inversión

Gasto en mantenimiento operativo y capitalizable

37

Oportunidades de mejora operativa

Miles de millones de pesos/año

Plazas sin materia

de trabajo

Optimiza-ción

plantilla laboral

Incremento en rendi-

mientos de petrolíferos

Reducción gastos de perfora-ción *

Mejora de eficiencia

del manteni-miento

Reducción de gastos

de suministro

TotalReducción en consumo y costo de generación de energía

* Incluye gastos de inversión

27.8

2.8

2.6

7.1

2.62.5

6.3

3.9

38

177212

247

318 323385

456

144

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Pasivo LaboralLas obligaciones asociadas al pasivo laboral de la empresa se han incrementado de manera sustantiva en los últimos años, creciendo a una tasa real promedio de 17% anual entre 2001 y 2005.

Miles de millones de Pesos TACC:17.1%

Condiciones laboralesDerivadas de las revisiones salariales, la concesión de jubilaciones anticipadas y la aplicación de políticas de incentivo al retiro voluntario.

Efectos actuarialesImpactos por la modificación de hipótesis financieras o biométricas o metodologías contables.

Crecimiento naturalReconocimiento de la reducción del plazo de financiación de las obligaciones por el incremento de edad y antigüedad de los participantes, así como la incorporación de trabajadores transitorios a la planta con el reconocimiento inicial de su antigüedad real, y el crecimiento del número de participantes por nuevas contrataciones.

Causas del crecimiento del pasivo

laboral

Causas del crecimiento del pasivo

laboral

39

Reino UnidoLibiaNigeria EspecialBrasilArgentinaEstados Unidos, estándarCanadá, AlbertaColombiaEstados Unidos, AlaskaEgipto EspecialAbu DhabiAlgeriaIndiaMalasia EspecialKatarNoruegaRusiaVenezuelaSiriaEgipto

OmánMalasiaNigeriaMéxico RED*

3038

404748

5051

575861

66697172747677787878

90 79838587

105

México NRF

Carga fiscal como porcentaje del flujo de efectivo neto

Fuente: Petroconsultants (Fiscal regime analysis, 1998)* Promedio para el periodo 1995-2004. En 2004 fue de 106%.

(2006-2010)

40

Gas LP

Impacto de subsidios, precios y tarifas a las finanzas de Pemex

Impacto de subsidios, precios y tarifas a las finanzas de Pemex

Gas Natural

Gasolinas

Diesel 13,841

Tarifas Eléctricas CFE

10,341

4,501

4,674

1,400

Estos costos, del orden de 35,000 millones de pesos, fueron internalizados por Pemex en detrimento de su situación financiera

2005 (millones de pesos)

Efecto de subsidios, precios y tarifas, en la situación financiera de Pemex

41

Pemex opera bajo un régimen de control presupuestal por parte del gobierno federal, lo cuál afecta la capacidad de endeudamiento y limita su ritmo de ejercicio

El sistema de control y de auditoria existente limita la autonomía de gestión de la empresa

Limitación para formación de Alianzas Estratégicas lo que dificulta competir en igualdad de condiciones en una industria global

El arreglo institucional prevaleciente en Pemex impide un funcionamiento armónico entre los Organismos Subsidiarios y el Corporativo.

Régimen fiscal no acorde a la naturaleza del negocio y sus riesgos asociados ha provocado un crecimiento de la contribución al Gobierno Federal, la descapitalización y el deterioro del patrimonio de la Empresa

Las restricciones existentes por leyes de obra pública, adquisiciones y servicios, le restan flexibilidad y agilidad en la toma de decisiones

Operación de Pemex en un contexto de múltiples restricciones derivadas de su marco jurídico y régimen fiscal

42


2. Situación en 2001

3. Resultados operativos

4. Situación financiera


6. Propuestas e iniciativas


Contenido

43

ObjetivosMantener la prioridad en Seguridad Industrial y Protección AmbientalMantener la Plataforma de producción a costos competitivosFortalecer la infraestructura para el suministro eficiente del mercado

Maximizar el valor de la función comercial

Incrementar eficiencia y mejorar la coordinación operativaModernizar las relaciones laborales y fortalecer el recurso humano

Modernizar la función Financiera y Administrativa y promover cambios al marco jurídico vigente

Implementar un Modelo de Gestión orientado a Procesos de Negocio

Líneas de Acción

I. Fortalecimiento operativo y financiero de Pemex


II. Suministro de petrolíferos en el corto plazo


III. Suministro de petrolíferos en el mediano y largo plazo


IV. Niveles de producción y reservas en el mediano y largo plazo


Pemex: Objetivos y líneas de acción 2006 - 2015

44

Modelo de procesos para la

gestión coordinada de

los Organismos

Gas

Crudo

Proc

esos

prim

ario

s/ca

dena

s

Exploración y

Producción

Exploración y

Producción

Mercadeo, Ventas y

Distribución

Mercadeo, Ventas y

DistribuciónTransformación

industrialTransformación

industrial

Proc

esos

de

Sopo

rte

Transporte de Hidrocarburos por DuctosTransporte de Hidrocarburos por Ductos

Seguridad, Salud y Protección AmbientalSeguridad, Salud y Protección Ambiental

MantenimientoMantenimiento

Recursos Humanos y Relaciones LaboralesRecursos Humanos y Relaciones Laborales

FinanzasFinanzas

Gestión de la TecnologíaGestión de la Tecnología

Tecnologías de InformaciónTecnologías de Información

Administración de ProyectosAdministración de Proyectos

SuministrosSuministros

Planeación y EjecuciónPlaneación y Ejecución

Servicios CorporativosServicios Corporativos

LegalLegal

La Estrategia se ha desarrollado con un enfoque hacia la administración por procesos (SUMA)

45

11.215.7

6.7

12.312.3

5.6

15.7

37.035.8

56.0

41.4

50.4

79.5

51.558.2

67.2

38.1 39.2

1.1

06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28

1/ Presupuesto de Egresos de la Federación. No incluye registro Pidiregas

183182198207206198

188

149170178

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Promedio 2007-2015: 190

Inversiones requeridas 1 MMM$ Gasto de operación MMM$Promedio 2007-2015: 113

124118 127115111109104 10798 102

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Servicios generalesMateriales y suministros

Servicios personales

Perfil futuro de amortizaciones de la deuda 2 MMM$

2/ Incluye pago de intereses

Requerimientos financieros de la estrategia

46

Estrategia Institucional y Procesos de

Negocio2006 – 2015

Ámbito interno

Ámbito Externo

Implantación de mecanismos más eficientes para la conducción y coordinación de la empresa

Cambios externos necesarios para el éxito de la estrategia y que además inciden en su gestión

Gestión de la Estrategia Institucional

47

Régimen FiscalRégimen Fiscal•Viabilidad financiera de Pemex •Ajustes a las tasas implícitas de recaudación

•Ajustes a la Ley Federal de Derechos

Impacto Requerimiento

Autonomía de Gestión y Gobierno Corporativo

Autonomía de Gestión y Gobierno Corporativo

•Sentar las bases para permitir a Pemex alcanzar los estándares de empresas petroleras internacionales

•Modificación a la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

•Modificación a la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal

Reformas marco jurídico y régimen fiscal

Yacimientos TransfronterizosYacimientos Transfronterizos

•Posibilidad de explotar eficientemente yacimientos de hidrocarburos que crucen límites superficiales (fronteras).

•Resguardar los intereses de cada país.

•Protocolo a los tratados limítrofes

•Modificación al artículo 6 Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional para celebrar los “Acuerdos de unitización” para designar a un solo operador y compartir los beneficios y eliminando los pagos en efectivo y exceptuar a este tipo de proyectos de la LOP y Ley de Adquisiciones .

48

Impacto Requerimiento

Participación de terceros en actividades extractivas gas natural no asociado

Participación de terceros en actividades extractivas gas natural no asociado

•Crear autoridad reguladora que ejerza derechos sobre hidrocarburos, otorgue asignaciones, concesiones y permisos

•Pemex como operadora con autonomía técnica y gobierno corporativo

•Reforma a los Artículos 27 y 28 de la Constitución y Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional

Participación de terceros en actividades industriales

Participación de terceros en actividades industriales

•Apertura del transporte, almacenamiento y distribución de petróleo, petrolíferos y petroquímicos básicos

•Mayor capacidad de ejecución en el suministro de petrolíferos y petroquímicos

•Reformas y adiciones a la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo y de la Ley de la Comisión Reguladora de Energía

Iniciativa de Ley para el Desarrollo de la Industria Petrolera Mexicana

Iniciativa de Ley para el Desarrollo de la Industria Petrolera Mexicana

• Apertura de la industria para permitir la convivencia del capital público y privado con esquemas de asociación de riesgo compartido para proyectos intensivos en inversión y tecnología.

•Reforma a los Artículos 27 y 28 de la Constitución y Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional

Reformas al marco jurídico y régimen fiscal

49


2. Situación en 2001

3. Resultados operativos

4. Situación financiera


6. Propuestas e iniciativas


Contenido

50

Balanza comercial de Pemex

-213-321

81263

501388

797

485525634

'06 '07 '08 '09 '10 '11 '12 '13 '14 '15

Exportación de crudo (Mbd)*

Exportaciones de Gas seco (MMpcd)Importaciones de gasolinas (Mbd)

178143

107104

272280249

273294273

'06 '07 '08 '09 '10 '11 '12 '13 '14 '15Importaciones

* No incluye maquila

1,8101,623 1,690 1,684 1,648 1,570

1,262 1,239 1,293 1,273

'06 '07 '08 '09 '10 '11 '12 '13 '14 '15

51

Ingresos, costos y utilidades*Miles de Millones de pesos

Utilidad neta:

Ingresos

Costos

Impuestosy tarifas

Utilidadneta

• Se frenarían las pérdidas acumuladas y se empezaría a mejorar el patrimonio a partir del ajuste en el régimen fiscal

• Sin embargo, la razón deuda a capital seguirásiendo muy alta debido a que las inversiones son financiadas con recursos externos, por lo que se requerirácapitalizar Pemex en el corto plazo

588

398 253 263 222 208 222 227 243 261

485

377353 357 377 386 381 408 438 461

790673 660 638 637 633 648 685 710

1,092

2006E 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

44.8 14.6 67.3 40.2 38.7 42.2 30.0 12.9 3.1 -10.8

* No incluye Compañías Subsidiarias** Deuda total = Deuda + Reserva para retiro – Cuenta corriente

Razón deuda total**/patrimonio:356.6 -2,107.0 13.8 9.1 7.1 5.7 6.0 4.8 4.9 5.2

Patrimonio (MMM Pesos):3 0 67 107 146 188 218 231 234 223

Precio mezcla Mexicana de crudo exportación (US$/b) :53.1 34.9 27.8 27.1 26.0 26.7 27.9 28.7 30.0 31.1

Resultados financieros 2007-2015

52

• Niveles de producción y reservas en el corto plazo

• Desempeño operativo y EVA• Mantenimiento• Transporte por ductos• Prácticas comerciales• Productividad laboral• Gobierno Corporativo• Administración por procesos

(SUMA, TI)

• Importación de gasolinas

• Producción de gasolinas• Transformación de

combustóleo en destilados

• Nueva calidad de combustibles

• Incorporación de reservas

• Producción de hidrocarburos proveniente de actividades exploratoriasR

etos

pr

inci

pale

sA

spec

tos

norm

ativ

os y

le

gisl

ativ

os

Proy

ecto

s cr

ítico

s

• Mantener la producción de crudo mayor a 3 MMbd y de gas mayor a 6.0 MMMpcd• Empezar a dar la vuelta al negocio de refinación y abastecer los mercados• Contar con una empresa más sana, segura, funcional y rentable• Continuar generando rendimientos antes de impuestos superiores a los 600

miles de millones de pesos anuales

Se puede ofrecer





Presupuesto2007-2015 MMM$/añoInversión: 190Operación: 110Amortización: 46

• Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, CLM, AJB, JT

• Reconfiguración de Minatitlán• Contratos de Obra Pública

Financiada• Empresa de ductos

• Terminal marítima de Tuxpan y ducto al altiplano

• Fortalecimiento del sistema de distribución

• Automatización

• Reconfiguraciones de Tula, Salamanca y Salina Cruz

• Nueva refinería• Proyecto calidad de

combustibles• Combustibles renovables

• Chicontepec• Aguas Profundas• Proyectos

exploratorios

• Ley Federal de Derechos (Régimen Fiscal)

• Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

• Ley Orgánica de la Administración Pública Federal

• Reforma legislativa• Ley de la CRE

• Reforma legislativa• Ley de la CRE

• Reforma Constitucional

• Ley para el Desarrollo de la Industria Petrolera Mexicana

Síntesis de la Estrategia de Pemex

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