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DCF-A /November 4, 20051
Resultados financierosal 30 de septiembre
de 2005
Noviembre 4, 2005
DCF-A /November 4, 20052
• 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 4, 20053
• 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 4, 20054
EBITDA (1)
Ventas totales
144.7
177.9
241.3 18%
9%
35%
Rendimiento antes de impuestos, derechos y aprovechamientos
Miles de millones de pesosMiles de millones
de dólares
132.6
(9.9)Rendimiento (pérdida) neto 5.8
132.3
204.2
(1) Ingreso antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización. Excluye IEPS
Principales aspectos financieros
Jul – Sep 2004
Jul – Sep 2005 Variación
12.0
(15.7)
45.6
37.1
Jul – Sep 2005
13.4
(0.9)
16.5
22.4
DCF-A /November 4, 20055
Principales aspectos operativos
Producción
Jul – Sep 2004
Jul – Sep 2005 Variación
3,701 -3.1%• Hidrocarburos líquidos
(Mbd) 3,818 (117)
• Crudo (Mbd) 3,286 -2.8%3,382 (95)
• Gas natural (MMpcd) 4,839 6%4,577 262
• Líquidos del gas (Mbd) 414 -5.1%436 (22)
Quema de gas (como porcentaje de la producción total de gas natural 4.9%3.1%
DCF-A /November 4, 20056
2,453 2,335
929 952
Jul - Sep2004
Jul - Sep2005
Producción de crudo (Mbd)
-2.8%
3,382 3,286
Ligeros
Pesado
Producción de crudo y gas natural
27% 29%
73% 71%
100% 100%
2,999 2,945
1,578 1,895
Jul - Sep2004
Jul - Sep2005
Producción de gas natural (MMpcd)
6%
4,577 4,839
No asociado
Asociado
34% 39%
66% 61%
100% 100%Envío de gas a la atmósfera• MMpcd
3.1% 4.9%
140 239• Como % de la
producción
DCF-A /November 4, 20057
Perforación
145 153
26 12
Jul - Sep2004
Jul - Sep2005
Pozos de desarrollo y exploración(Número de pozos)
171 165
Exploración
Desarrollo
15% 7%
85% 93%
100% 100%
Variación
-4%-54%
6%
DCF-A /November 4, 20058
Ku-Maloob-Zaap
Principales objetivos: • Mantener la presión de los campos a
través de la inyección de nitrógeno a los yacimientos
• Incrementar la producción de los campos con la construcción de infraestructura adicional
Infraestructura adicional:• 17 plataformas• 103 pozos• 200 km. de ductos• 1 FPSO (barco de producción,
almacenaje y descarga) con capacidad de producción de 200 Mbd, 120 MMpcdde gas y 2.2 MMb de capacidad de almacenamiento de crudo
Producción esperada en 2010:• 800 Mbd de crudo• 330 MMpcd de gas
Proyecto Ku-Maloob-Zaap
RefineríaZona productora
Cadereyta
Madero
Tula
Minatitlán
Salina Cruz
Salamanca
Cd. México
Atasta
DCF-A /November 4, 20059
Proceso de gas, producción de gas seco y producción de líquidos del gas natural
3,279 3,064
726684
Jul - Sep2004
Jul - Sep2005
Proceso de gas en tierra (MMpcd)
-4%
3,963 3,790
Dulce
Amargo
17% 19%
83% 81%
100% 100%
Jul - Sep2004
Jul - Sep2005
Producción de gas seco (MMpcd)
-2%
3,140 3,082
Jul - Sep2004
Jul - Sep2005
Producción de líquidos del gas natural (Mbd)
-5%
436 414
DCF-A /November 4, 200510
474 453
355 345
323 310
435 424
Jul - Sep2004
Jul - Sep2005
749 737
555 550
Jul - Sep2004
Jul - Sep2005
Proceso de crudo (Mbd)
-1%
1,304 1,287
Corrientes pesadas
Corrientes ligeras
Proceso de crudo y producción de refinados
43% 43%
57% 57%
100% 100%
Producción de refinados (Mbd)
1,587 1,533
Otros(1)
DieselCombustóleoGasolinas
Variación
100% 100%
-3%
-3%
-4%-3%
-4%
27%20%23%30%
27%20%23%30%
(1) Incluye gas licuado de petróleo y turbosina, entre otros.
DCF-A /November 4, 200511
Margen de refinación y franquicias
Jul - Sep2004
Jul - Sep2005
Margen de refinación(US$ por barril)
72%
3.215.51
2004 2005
Número de franquiciasAl 30 de septiembre de cada año
7%
6,562 7,041
DCF-A /November 4, 200512
Producción de petroquímicos y otros aspectos operativos de petroquímica
Jul - Sep2004
Jul - Sep2005
Producción de productos petroquímicos (Mt)
2,238 2,215
2,667 2,599
Amoniaco
Etileno
Otros
Variación
-3%-26%
0%
-1%
7%
9%
84%
5%
10%
85%
253 254
176 130
100% 100%
Fusión de petroquímicas
Proyecto Fénix
• Ampliación del cracker de etileno de Cangrejera y del cracker de etileno Morelos de 600 a 875 Mt anuales cada uno
• Nueva planta de polietileno y nuevo tren de aromáticos
• Socios: Grupo Idesa, Nova Chemicals e Indelpro
• La fusión de las siete subsidarias de PemexPetroquímica concluirá el primer trimestre de 2006
DCF-A /November 4, 200513
Comercio internacional: crudo
1,585 1,414
305252
Jul - Sep2004
Jul - Sep2005
Volúmenes de exportación de crudo(Mbd)
-6%
1,837 1,719
Ligeros 14%
86%
18%
82%Pesado
100% 100%Precio de la mezcla mexicana (US$ por barril): 33.49 49.54
Distribución100% = 1,719 Mbd
9%
79%12%
Estados Unidos de América
Europa
Resto de América
DCF-A /November 4, 200514
Comercio internacional: otros productos
Productos refinados(Mbd)
Petroquímicos(Mbd)
Gas natural(MMpcd)
Exportaciones Importaciones
276 383
39%
133 180
35%
224 195
Jul - Sep2004
Jul - Sep2005
-13%
9195
-5%
859 448
Jul - Sep2004
Jul - Sep2005
-48%
DCF-A /November 4, 200515
23%
Exporta-ciones
Ventas en México Exportaciones
Prod. ref. (sin IEPS)
Gas nat.
Petroq. Crudo y conden-sados
Prod. ref.
Petroq.
79.9 17.7 4.8 81.4 7.1 0.59
98.3 21.6 5.3 102.4 11.0 0.62
Estado de resultadosVentas
Miles de millones de pesos al 30 de septiembre de 2005
VentasEn México(1)
18%
Jul – Sep 2005
11%
Jul – Sep 2004
204.2115.1
241.3127.3
114.0
89.1
28% 22% 9% 26% 55% 6%
(1) Incluye IEPS
DCF-A /November 4, 200516
+ +
+ +=
=
Gastos de operación
Costo de lo vendido
Distribución Admin. Costo por reserva laboral
80.1 4.7 10.0
75.3 5.6 13.7
10.4
13.6
Prorrateado entre costo de lo vendido y gastos de operación
Miles de millones de pesos al 30 de septiembre de 2005
Ventas Costos y gastos de ope-ración
18%
Jul – Sep 2005
0%
Jul – Sep 2004
204.294.7
241.394.5
Estado de resultadosCostos y gastos de operación
-6% 20% 37% 30%
DCF-A /November 4, 200517
Miles de millones de pesos al 30 de septiembre de 2005
Estado de resultadosRendimiento de la operación y antes de impuestos
Ventas Costos y gastos de ope-ración
Rend.de operación
18%
Costo integral de finan-ciamiento
Otros gastos (ingre-sos)
Rend. antes de imp., der. y aprov.
Jul – Sep 2005
0% 34% 9%
Jul – Sep 2004
(9.9)204.2
94.7
109.5
(13.3)
132.6
9.1241.394.5
146.8 (7.0) 144.7
• Aumento en el costo integral de financiamiento por incrementos en:– Intereses
netos– Perdida
cambiaria– Resultado
por posición monetaria
• Mayor nivel de ventas
• Costos y gastos de operación estables
DCF-A /November 4, 200518
Miles de millones de pesos al 30 de septiembre de 2005
(1) Impuesto Especial sobre Producción y Servicios
Imp., der., y aprov.
Derechos sobre extracción y otros
IEPS (1)
22%
Aprov. sobre rendimientos excedentes
29% -83% 76%
Jul – Sep 2005
Jul – Sep 2004
154.6 134.82.1 17.6
126.8 104.2 12.6 10.0
Estado de resultadosImpuestos, derechos y aprovechamientos
DCF-A /November 4, 200519
Miles de millones de pesos al 30 de septiembre de 2005
Ventas Costos y gastos de ope-ración
Rend.de operación
18%
CIF(1) y otros gastos (ingresos)
Rend. antes de imp., der. y aprov.
Imp., der. y aprov.
Pérdida neta
Jul – Sep 2005
0% 34% 9%
Jul – Sep 2004
5.8126.8
(23.1)
Estado de resultadosRendimiento neto
204.294.7
109.5 132.6
(9.9)2.1241.3
94.5
146.8 144.7
(1) Costo integral de financiamiento
154.6
22%
DCF-A /November 4, 200520
Reconciliación del EBITDA (1)
Miles de millones de pesos al 30 de septiembre de 2005
Rend.(pérdida) neta
Imp., der. y aprov.
IEPS Costo integral de financia-miento
Depre-ciacióny amorti-zación
Costo por reserva laboral
EBITDA(1)
Jul – Sep 2005
Jul – Sep 2004
(1) Ingreso antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización
177.92.1
(9.9)154.6
12.79.1 13.6
22% -83% 9% 30%
132.3
12.6
5.8126.8
11.6(9.9) 10.4
35%
DCF-A /November 4, 200521
158.9 111.2
581.6 625.7
252.0 308.1
2004 2005
Activos
992.5 1,044.9
Circulante
Total del activo:
Fijo
Otros
5%
Cambio
22%
8%
-30% 13.9129.9 171.0
346.1 342.7
502.6 517.8
13.42004 2005
Deuda
Reserva laboralOtros
3%
-1%
-4%
Pasivos y patrimonio
Cambio
Patrimonio:
992.5 5%
32%
Total pasivo + patrimonio:
1,044.9
Estado de situación financieraMiles de millones de pesos al 30 de septiembre de cada año
DCF-A /November 4, 200522
Miles de millones de pesos del 1 de julio al 30 de septiembre de 2005
Resultados por segmento
Ventas totales2004 2005 Var %
Rend. (pérdida) de op.2004 2005 Var %
Rend. (pérdida) neto2004 2005 Var %
Exploración y producción
Refinación
Gas y Petroquímica Básica
Petroquímica
415.6 508.8 22% 31%
209.4 264.7 18%
133.5 150.5 13% -10% 22%
17.1 20.9 22%
302.4 396.2 31%
391.5
(18.2)
8.8
(6.2)
1.5
298.8
(9.5)
9.8
(6.4)
0.9
9.2
(18.9)
9.9
(8.2)
3.8
(18.3)
(15.0)
8.1
(10.4)
(14.9)
Compañías Subsidiarias y Corporativo 71%
DCF-A /November 4, 200523
Actividades de financiamiento 2005Actividades de financiamiento 2005(Miles de millones de dólares)
1.9
2.9
0.6
2.2
7.6
1.0
1.0
0.9
0.9
Bonos mercado internac.
Bonos mercado mexicano
ECA’s Préstamos bancarios
Total
1.9
3.8
1.6
2.2 9.5
Por captar (programa 2005)
Captado al 30 de septiembre de 2005
Prefondeo 2006
DCF-A /November 4, 200524
372.3 406.1
Jul - Sep2004
Jul - Sep2005
Deuda total y deuda neta
62.7
439.9 495.6
22.2
Jul - Sep2004
Jul - Sep2005
Deuda total
502.6 517.8
Largo plazo
Corto plazo
Variación
100% 100%
3%
-65%
88%
12%
96%
4%
13%
Miles de millones de pesos al 30 de septiembre de 2005
Deuda neta
9%
DCF-A /November 4, 200525
Otros aspectos relevantes
• Nuevo régimen fiscal
• Efectos de huracanes
• Nuevo Contrato Colectivo de Trabajo
DCF-A /November 4, 200526
Preguntas y respuestas
• Las preguntas se pueden hacer sólo por teléfono
• Favor de llamar al +1 (706) 634 6687, código de confirmación 1798848
Sesión de preguntas y respuestas
DCF-A /November 4, 200527
www.pemex.com
Contacto:
Relación con Inversionistas(52 55) 1944 9700
ri@dcf.pemex.com
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