Seminario de Inversiones

1
Seminario de Inversiones AMAFORE
Octubre 14, 2005




2
Advertencias respecto de proyecciones a futuro

• 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

3
Nota precautoria

• 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.

4
Agenda
PEMEX en contexto Líneas de negocio Inversiones
en capital y programa de financiamientos Nuevo
régimen fiscal Perspectivas
5
Principales empresas petroleras
Reservas
Producción
Refinación
Lugar
Empresa
País
Crudo
Gas
Crudo
Gas
Ventas
Capacidad
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Saudi Aramco Exxon Mobil NIOC PDVSA BP RD
Shell Chevron Texaco Total PEMEX PetroChina
Arabia Saudita EUA Irán Venezuela Reino
Unido Holanda y Reino Unido EUA Francia México
China
1 12 2 5 17 21 19 20 9 14
4 14 2 6 15 17 22 21 28 18
1 4 2 5 9 6 11 14 3 10
7 2 6 12 4 3 9 8 15 20
7 1 10 8 3 2 4 6 12 11
8 1 14 4 3 2 9 6 13 12
Fuente Petroleum Intelligence Weekly, diciembre
2004
6
Reservas de crudo y gas natural
Reservas al 31 de diciembre de 2004 MMMbpce

• Vida de las reservas probadas por 11 años y de 29
  años para las reservas 3P, basado en la
  producción de 2004(2)
• Las reservas son certificadas por compañías
  externas(3)

(1)
(1) La SEC considera únicamente reservas
probadas. Las reservas probables y posibles
fueron obtenidas mediante la diferencia entre
reserva 3P y reservas probadas de acuerdo a la
SEC (2) Reservas al 31 de diciembre de 2004 y
basado en la producción de 2004 (producción
promedio de 4.4 MMbpced) (3) Netherland, Sewell y
DeGolyer MacNaughton
7
Perfil de producción
Producción de petróleo crudo (MMbd)

• La producción de petróleo crudo ha crecido
  continuamente desde 1999

Producción de gas natural (MMMpcd)

• La tendencia a la baja de la producción de gas
  natural fue revertida en 2003

Producción de productos refinados (MMbd)

• La producción de productos refinados ha crecido
  moderadamente

8
Ventas totales
Exportaciones de crudo por región 1S2005(1)
100 1.8 MMbd
Resto de América
EU
Lejano Oriente
77
Europa
69
56
31
46
45
Exportaciones crudo
4
Otras exportaciones
Petrolíferos
35
Gas Natural
Petroquímicos
6
1
2005E
Nota Incluye Impuesto Especial sobre Producción
y Servicios (IEPS) (1) Fuente PEMEX
9
EBITDA(1) de principales petroleras
EBITDA(1) 2004
MMMUS
(1) Utilidad antes de intereses, impuestos,
depreciación y amortización Fuente Bloomberg,
excepto PEMEX
10
Agenda
PEMEX en contexto Líneas de negocio Inversiones
en capital y programa de financiamientos Nuevo
régimen fiscal Perspectivas
11
Potencial exploratorio
Potencial de hidrocarburos de México (MMMbpce)

• Reservas 3P
• Recursos prospectivos totales (media)
• Potencial de producción restante

46.9
53.8
100.7
Como del total de recursos prospectivos
Recursos prospectivos(1) (MMMbpce)

• PEMEX ha estudiado aproximadamente el 18 del
  área potencial de México
• Cerca del 55 de los recursos prospectivos está
  en aguas profundas del Golfo de México
• Aproximadamente 33 de los recursos prospectivos
  se localizan en el sureste de México, donde PEMEX
  realiza gran parte de sus operaciones actualmente

Basins
Golfo de México Profundo
55
29.3
Sureste
33
17.7
Burgos
6
3.1
Tampico Misantla
3
1.6
Veracruz
2
0.8
Sabinas
1
0.3
Plataforma de Yucatán
1
0.3
(1) La suma estocástica puede variar del
resultado de la suma algebráica
12
Proyectos de exploración y producción (1/2)
Desarrollo de Reservas
Producción pico de crudo
Producción pico de gas
Reservas de crudo(1) (MMb)
Reservas de gas(1) (MMMpc)
Año
Año
producción(2) (Mbd)
producción(2) (MMcfd)
Proyecto

• 1.- Amatitlán (Chicontepec)
• 2.- Crudo Ligero Marino (PEG)(3)
• 3.- Agua Fría (Chicontepec)
• 4.- Ayín-Alux
• 5.- San Manuel (SGP)(3)
• 6.- Ixtal-Manik
• 7.- Burgos

1,740 766 357 299 214 184 98
2,338 906 637 67 1,084 99 3,006
393 230 173 74 11 55 -
2029 2007 2012 2014 2006 2008 -
439 641 191 19 214 63 1,260
2029 2007 2012 2014 2006 2008 2009

• Reservas probadas y probables a Diciembre 31,
  2004
• Pronóstico basado en cartera 5.2E (sujeto a
  aprobación del Congreso)
• Programa Estratégico de Gas

13
Proyectos de exploración y producción (2/2)
Recuperación secundaria / mejorada
12
9
8
Aguas afuera
Terrestre
10
13
11
14
Producción pico de crudo
Producción pico de Gas
Reservas de crudo(1) (MMb)
Reservas de Gas(1) (MMMcf)
producción(2) (Mbd)
Año
producción2) (MMcfd)
Año
Proyecto
Inyección

• 8.- Cantarell
• 9.- Ku-Maloob-Zaap
• 10.- Antonio J. Bermúdez
• 11.- Jujo-Tecominoacán
• 12.- Poza Rica
• 13.- Bellota Chinchorro
• 14.- Cactus Sitio Grande

8,884 4,352 2,207 923 670 334 308
2,312 1,048 2,495 1,110 791 532 507
1,996 794 161 88 51 53 27
2006 2010 2008 2008 2011 2008 2010
727 324 282 80 56 70 73
2006 2010 2008 2008 2011 2008 2010
N2 N2 N2 N2 H2O Pn(3) Pn(3)

• Reservas probadas y probables al 31 de diciembre
  de 2004
• Pronostico basado en cartera 5.2e(sujeto a
  aprobación del Congreso)
• Bombeo Neumático

14
Producción de crudo y gas natural e
inversión en capital en exploración y producción
Producción de crudo Mbd
Inversión en capital 2001-2005 100 MMMUS 40.5
Pronósticos
Cantarell (26)
Exploración (16)
Producción de gas natural MMcfd
Burgos (10)
Otros (28)
Pronósticos
KMZ(1) (9)
PEG(2) (20)
Chuc, Jujo y El Golpe (4)
A. J. Bermúdez (3)
(1) Ku-Maloob-Zaap (2) Programa Estratégico de Gas
15
Inversiones en los principales proyectos de
exploración y producción (2005-2010)
Inversiones en exploración y producción por
proyecto (1) MMMUS
Proyectos
10.0 - 11.0
9.8
Otros (incluye CSM y desarrollos futuros)
AJ Bermúdez
Ku-Maloob-Zaap
Burgos
PEG
Cantarell
(1) Pronóstico PEMEX al cierre de 2004 basado en
la cartera 4.21E (presupuesto aprobado para
2005) (2) Tipo de cambio 11.2648 MXN/USD.
16
Refinación
Modernizar el sistema de refinación
Principales proyectos

• Se espera que la reconfiguración de la refinería
  de Minatitlán termine en 2007

• Incrementar capacidad de proceso de crudo pesado
• Aumentar la producción de productos refinados
• Cumplir con estándares internacionales de calidad
  en productos refinados
• Monitoreo en tiempo real del sistema de ductos

• Inversión en capital estimada MMMUS 2.4
• Producción incremental de gasolinas esperada 97
  Mbd
• Producción incremental de destilados intermedios
  esperada 49 Mbd

• Distribución (SCADA, modernización de las
  terminales marítimas, renovación de la flota)
• Infraestructura productiva (reconfiguración de
  Minatitlán)
• Gasolinas (incremento en la calidad, mejoras en
  los diferentes tipos de gasolinas)

17
Natural gas
Estaciones de compresión de Gas
Ductos (km) 9,109 Capacidad(1) en plantas
endulzadoras (MMpcd) 4,503 Capacidad(1) en
plantas criogénicas (MMpcd) 5,446
(1) 92 de la capacidad de endulzamiento y 67 de
la capacidad criogénica está en Cd. Pemex, Cactus
y Nuevo Pemex
18
Petroquímica
Aprovechar oportunidades
Centros petroquímicos

• Inversión en cadenas de mayor valor agregado

Principales proyectos

• Posibles alianzas, de participación minoritaria,
  con empresas del sector privado a fin de integrar
  las cadenas de valor
• Incremento en las capacidades de producción de
  las cadena del etano y aromáticos con el objeto
  de satisfacer la demanda nacional y reducir las
  importaciones

Consolidación de las compañías petroquímicas
subsidiarias

• El 15 septiembre de 2004, a la Secretaría de
  Energía le fue autorizado consolidar las siete
  subsidiarias petroquímicas a Pemex-Petroquímica.
  El Consejo de Administración de PEMEX también
  autorizó la fusión.

19
Agenda
PEMEX en contexto Líneas de negocio Inversiones
en capital y programa de financiamientos Nuevo
régimen fiscal Perspectivas
20
Inversión en capital histórica y proyectada
MMMUS
Pidiregas
No Pidiregas
11.7
10.9
10.1
7.8
7.5
6.9
5.5
5.1
4.2
(1)
Pidiregas Proyectos de infraestructura
productiva a largo plazo (1) Autorizado por la
Secretaría de Hacienda y Crédito Público el 20 de
mayo de 2005 (Adecuado III)
21
Inversión en capital 2005
Inversión en capital MMM US
Inversión en capital 2005E 100 MMM US11.7 (1)
Exploración y Producción
Gas y Petroquímica Básica
Refinación
Petroquímica
Otros
Total
(1) Autorizado por la SHCP el 20 de mayo de 2005
(Adecuado III)
22
Programa de financiamiento 2005 y prefondeo 2006
Actividades de financiamiento 2005 MMMUS
2.2
9.5
Fuentes (captación 2005)
1.6

• Nacionales 40
• Internacionales 60

3.8
1.9
Bonos mercado internac.
Bonos mercado mexicano
ECAs
Créditos bancarios
Total
Captado al 31 de agosto de 2005
100
76
38
100
80
Por captar (programa 2005)
0
0
62
0
11
Prefondeo 2006
0
24
0
0
9
100
100
100
100
100
23
Términos y condiciones indicativosEmisión de
CETES 91D

• Emisor (Fideicomiso) Banco JP Morgan
• Valor Nominal 100.00 (Cien pesos M.N. 00/100)
• Monto de la Emisión Entre 5,000 y 7,000
  millones de pesos
• Amortización A vencimiento
• Pago de intereses Trimestral
• Plazo 6 años
• Fecha de Vencimiento 21 de octubre 2011
• Subasta 19 de octubre 2005
• Emisión y Liquidación 21 de octubre 2005
• Calificaciones mxAAA de Standard Poors,
  Aaa.mx de Moodys México y AAA(mex) de Fitch
• Tipo de Subasta Holandesa a través de la
  plataforma de Remate Electrónico S.A. de C.V. El
  primer criterio de asignación será la tasa y el
  segundo criterio será en base a primeras
  entradas primeras asignaciones hasta el monto
  total de la Colocación. No se hará asignación
  prorrata a la tasa máxima
• Representante Común Scotia Inverlat Casa de Bolsa

24
Términos y Condiciones IndicativosReapertura del
M10
Emisor (Fideicomiso) Banco JP Morgan Valor
Nominal 100.00 (Cien pesos M.N. 00/100) Monto
de la Emisión Entre 4,000 y 6,000 millones de
pesos Amortización A vencimiento Pago de
intereses Semestral Plazo Aproximadamente 9.8
años Fecha de Vencimiento 16 de julio
2015 Subasta 19 de octubre 2005 Emisión y
Liquidación 21 de octubre 2005 Calificaciones
mxAAA de Standard Poors, Aaa.mx de Moodys
México y AAA(mex) de Fitch Tipo de
Subasta Holandesa a través de la plataforma de
Remate Electrónico S.A. de C.V. El primer
criterio de asignación será la tasa y el segundo
criterio será en base a primeras entradas
primeras asignaciones hasta el monto total de la
Colocación. No se hará asignación prorrata a la
tasa máxima Representante Común Scotia Inverlat
Casa de Bolsa
25
Perfil de vencimientos emisiones locales
MMM
Nueva emisión LT
Reapertura M10
26
Agenda
PEMEX en contexto Líneas de negocio Inversiones
en capital y programa de financiamientos Nuevo
régimen fiscal Perspectivas
27
Nuevo régimen fiscal de PEMEX Introducción

• El 28 de junio de 2005, la Cámara de Diputados
  aprobó el dictamen de la Cámara de Senadores
  sobre la propuesta para modificar el régimen
  fiscal de PEMEX
• Bajo el nuevo esquema fiscal las contribuciones
  de PEMEX Exploración y Producción quedarían
  establecidas en la Ley Federal de Derechos y el
  esquema fiscal del resto de los Organismos
  Subsidiarios continuaría establecido en la Ley de
  Ingresos de la Federación (IRP)

• El nuevo régimen fiscal pretende fortalecer la
  competitividad de PEMEX y contribuir a mejorar la
  situación financiera de la empresa
• El cambio en el régimen fiscal está sujeto a su
  publicación en el Diario Oficial de la Federación

28
Agenda
PEMEX en contexto Líneas de negocio Inversiones
en capital y programa de financiamientos Nuevo
régimen fiscal Perspectivas
29
Perspectivas
Perspectivas

• Nuevo régimen fiscal
• Implementación de mejores prácticas de gobierno
  corporativo

30
Eficiencia orientada a la creación de valor

• Reingeniería de procesos
• Mejores prácticas en la administración de
  proyectos
• Optimización de plantas y ductos
• Optimización de la cadena de suministros
• Creación de valor en los servicios corporativos
  (médicos y telecomunicaciones)
• Compensación conforme al desempeño

31
Gobierno corporativo

• El presupuesto de PEMEX es parte del presupuesto
  federal
• Sistema de auditoría ineficiente
• Restricciones legales para alianzas estratégicas

• Estos problemas son mecanismos de control sobre
  la administración
• Todas las empresas enfrentan el problema de la
  separación entre el dueños y la Administración
• La solución a estos problemas son las mejores
  prácticas de gobierno corporativo

• Falta de transparencia y credibilidad del proceso
  de administración

32
Modernización de PEMEX

• Las mejores prácticas de gobierno corporativo
  fomentan la rendición de cuentas y una mayor
  transparencia
• Continuar incorporando mejores prácticas

• Miembros independientes en el Consejo de
  Administración
• Comités intermedios (auditoría, evaluación y
  compensación, planeación y finanzas)
• Divulgación de información
• Compensación con base en desempeño
• Creación de valor
• Lineamientos OCDE sobre Gobierno Corporativo para
  empresas gubernamentales

33
Experiencia en la modernización de otras
compañías petroleras estatales

• Las compañías petroleras estatales se han
  transformado en empresas públicas

• Statoil (2001)
• Petrobras (2000)
• Petrochina (2000)
• Repsol (1989)
• BP (1977)

• Estas empresas han modificado su gobierno
  corporativo y han experimentado mejoras
  dramáticas en sus resultados operativos y
  financieros

• Producción
• Tasa de restitución de reservas
• Generación de efectivo (EBITDA, flujo libre de
  caja)
• Eficiencia en capital (ROE)

34
www.pemex.com
Contacto
Relación con Inversionistas (52 55) 1944
9700 ri_at_dcf.pemex.com
35
Evolución de los pasivos de PEMEX
Cifras auditadas al 31 de diciembre de cada año
MMMUS
81.2
71.2
57.9
47.5
43.1
33.7
25.3
23.1
19.9
15.4

• Nota Las sumas pueden no coincidir por redondeo
• Incluye la deuda documentada (corto y largo
  plazo), notas a contratistas y venta de cuentas
  por cobrar