35
Petróleos Mexicanos Agosto de 2010 Presentación al Congreso Mexicano del Petróleo
Petróleos Mexicanos
Agosto de 2010
Presentación al Congreso Mexicano del Petróleo
2
Reforma Energética
Plan de Negocios 2010 – 2024
Exploración y producción
Organismos industriales
Programa de inversiones
Sustentabilidad de PEMEX
Contenido
3
Reforma Energética
Generación de valor
de PEMEX
Gobierno corporativo Régimen de
contratación especial Flexibilidad financiera
• Consejo de
Administración con
participación de
Consejeros
Profesionales.
• Incorporación de
mejores prácticas
corporativas.
• Esquema flexible de
contratación y procura.
• Contratos con incentivos
al desempeño.
• Esquemas orientados a
desarrollar y apoyar a
proveedores y
contratistas para
aumentar la
participación de los
proveedores mexicanos.
• Programa financiero
independiente (sin
afectación a la
generación de flujo).
• Financiamiento de
fuentes externas.
• Bonos Ciudadanos.
• Régimen fiscal
diferenciado.
4
Contenido
Reforma Energética
Plan de Negocios 2010 – 2024
Exploración y producción
Organismos industriales
Programa de inversiones
Sustentabilidad de PEMEX
5
5
Líneas de acción
Plan de Negocios 2010-2024
Maximizar el valor de los activos petroleros y los hidrocarburos de la nación,
satisfaciendo la demanda nacional de productos petrolíferos de calidad, de manera
eficiente, confiable y sustentable.
Misión
Estar dentro de las primeras cinco Empresas Petroleras más eficientes para el
2015, y ser reconocida por los mexicanos por su eficiencia, honestidad y
responsabilidad social y ambiental. Visión
Crecimiento
Afrontar demanda
creciente de
petrolíferos,
incrementar reservas
y producción de
crudo y gas y utilizar
la I&DT para
desarrollar ventajas
competitivas
Maximización del valor
económico de forma sustentable
Exploración y Explotación
Transformación Industrial
Distribución y
Comercialización
Temas transversales
Responsabilidad
Corporativa
Mejorar la imagen y
relaciones con las
partes interesadas, e
incorporar la
protección ambiental
y la responsabilidad
social como
elementos clave en
la operación
Eficiencia
Mejorar el desempeño actual de todas las
operaciones, profesionalizando el recurso humano,
eficientando los procesos de negocio y
simplificando la regulación interna
Modernización de la gestión
Aprovechar el marco regulatorio definido por la
Reforma energética para incrementar la autonomía
de gestión, agilizar la operación de la empresa e
implantar una cultura enfocada a resultados
6
Contenido
Reforma Energética
Plan de Negocios 2010 – 2024
Exploración y producción
Organismos industriales
Programa de inversiones
Sustentabilidad de PEMEX
7
Recursos prospectivos
Cuenca MMMbpce
Burgos 3.1
Aguas profundas en el G. de México 29.5
Sabinas 0.3
Sureste 16.7
Tampico-Misantla (ATG) 1.7
Veracruz 0.7
Plataforma de Yucatán 0.3
Total(1) 52.3
(1) Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
Reservas totales por área Al 31 de diciembre de 2009
MMMbpce
Cuenca 3P 2P 1P
Burgos y Sabinas 0.9 0.6 0.4
Aguas profundas 0.6 0.2 0.1
Sureste 23.4 17.5 12.6
Tampico–Misantla (ATG) 18.5 9.7 0.8
Veracruz 0.2 0.2 0.2
Total(1) 43.1 28.2 14.0
Reservas probadas y recursos prospectivos
Equivalente a
(años de producción)(1) 31.3 20.5 10.2
Crudo y Gas
Gas
Producción por cuenca
d
Sureste
Tampico- Misantla
Sabinas
19.2
0.3
d
Veracruz
Tampico-
Misantla
Burgos Sabinas
Golfo de México
Exploración en
aguas profundas
8
Estrategias en Exploración y Producción
1. Aumentar el nivel de incorporación de reservas de aceite en aguas someras y áreas terrestres.
2. Incrementar la probabilidad de éxito comercial en aguas profundas
3. Intensificar la actividad en delimitación para incrementar la reclasificación e incorporación de reservas.
4. Ampliar el portafolio de oportunidades exploratorias
en áreas de gas no asociado.
5. Actualizar esquemas de explotación de campos
productores (en desarrollo y maduros). 6. Desarrollo eficiente de campos complejos
(Chicontepec y Crudos Extrapesados). 7. Reactivación de campos marginales, campos
abandonados y en proceso de abandono. 8. Adelantar el desarrollo de campos recientemente
descubiertos para obtener producción temprana de crudo
y gas no asociado.
9. Incrementar y mantener el aprovechamiento de gas 10. Optimizar costos asociados a producción,
descubrimiento, desarrollo y transporte de hidrocarburos.
Exploración
Producción
Eficiencia
9
Tendencia histórica de la tasa de restitución de reservas
(1) Incluye delimitaciones, desarrollos y revisiones.
10
Área Riesgo Profundidad
(m)
Recursos
prospectivos
(MMbpce)
1. Cinturón plegado Perdido Bajo-Moderado >2000 100-600
2. Oreos Moderado-Alto 800-2000 40-130
3. Nancan Alto 500-2500 35-290
4. Jaca-Patini Moderado-Alto 1000-1500 90-260
5. Lipax Moderado 950-2000 50-200
6. Holok
Bajo-Moderado
(Oeste) 1500-2000 100-480
Moderado-Alto
(Este) 600-1100 65-300
7. Temoa Alto 850-1950 20-270
8. Han Alto 450-2250 80-350
9. Nox-Hux Moderado 650-1850 90-250
1
8
9 7
2
6 5
4
3 Golfo de
Mexico “B”
Golfo de
Mexico Sur
Perdido
Crudo
pesado
Gas / Crudo ligero
• Nueve áreas fueron definidas como las más importantes en aguas profundas
mexicanas. Lo anterior, considerando el valor económico, tamaño prospectivo, tipo de
hidrocarburos, riesgo geológico, cercanía a los activos productivos y restricciones
ambientales, como los criterios más relevantes.
Crudo
ligero
Estrategia de exploración de EyP: aguas profundas
11
11 14
35
68
119
132
147 148 150158
98
69
28
101
0.0
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
140.0
160.0
180.0
200.0
< 0.125 < 0.25 < 0.5 < 1 < 2 < 4 < 8 < 16 < 32 < 64 < 128 < 256 < 512 < 1,024 < 2,048
La estrategia de exploración empieza a rendir resultados
Reservas probadas, MMbpce
Xux – Tsimin
(1P = 227 MMbpce)
Núm
ero
de c
am
pos
Tamaño de los descubrimientos en el Golfo of Mexico*
* Servicio de Administración de Minerales, Departamento del Interior, Gobierno Federal de los Estados Unidos de Norteamérica.
Ayatsil-Tekel-Pit-Baksha
(1P = 387 MMbpce)
Xux-Tsimin Ayatsil-Tekel Pit- Baksha
Reservas 3P (MMbpce) 1,170 725 510
Productividad (bd) 6,000 5,000 4,500
Densidad del crudo (°API) 43° 12° 12°
Situación del proyecto En plan de desarrollo
Principales descubrimientos de 2009-2010 con más de 2,400 MMbpce de
reservas totales
12
La producción de PEMEX se está estabilizando
Las acciones realizadas en Cantarell para
reducir la tasa de declinación, incluyen:
1. Intensificación de reparaciones mayores;
2. Control del contacto agua-aceite y gas-
aceite;
3. Incremento de presión en el casquete de gas
mediante inyección de gas, para mantener la
presión en la columna de crudo; y
4. Controles para favorecer el flujo de crudo
por gravedad, manteniendo casi constante la
viscosidad del crudo.
La producción promedio del 2010 es de
2,585 MBD
La producción de crudo se ha logrado
estabilizar al pasar de una declinación
de 7% entre 2008 y 2009 a 0.6% entre
2009 y 2010
Akal Enero 2006 - Julio 2010
87
89
91
93
95
97
99
101
103
105
107
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
en
e/0
6
ma
r/0
6
ma
y/0
6
jul/
06
se
p/0
6
no
v/0
6
en
e/0
7
ma
r/0
7
ma
y/0
7
jul/
07
se
p/0
7
no
v/0
7
en
e/0
8
ma
r/0
8
ma
y/0
8
jul/
08
se
p/0
8
no
v/0
8
en
e/0
9
ma
r/0
9
ma
y/0
9
jul/
09
se
p/0
9
no
v/0
9
en
e/1
0
ma
r/1
0
ma
y/1
0
jul/
10
Produced gas from the transition zone Total oil production Pressure (@1488mvbmr)
2,605 Mbd Producción diaria de crudo (Mbd) Julio 2009 – Agosto 2010
23 de agosto 2010
Gas de la zona de transición Presión (@1,488mvbmr) Producción de crudo
13
PALEOCANAL
CHICONTEPEC
CUENCA DE
CHICONTEPEC
FAJA DE ORO
MARINA
FAJA DE ORO
TERRESTRE
VERACRUZ
HIDALGO
PUEBLA
TUXPAN
POZA RICA
GOLFO DE
MEXICO
• Área: 3,731 km2 (29 campos)
• Volumen original in situ: 137,290
MMbpce
• Densidad del crudo: 18-45° API
• Reservas (MMbpce)(1)
Chicontepec representa un gran potencial por el
volumen de hidrocarburos que contiene
(1) Al 31 de diciembre de 2009.
Características
- 1P: 483
- 2P: 9,039
- 3P: 17,192
• Es una reserva geológicamente compleja y con baja permeabilidad, lo que afecta
la productividad de los pozos.
• En consecuencia, la explotación exige una estrategia dinámica basada en una
rápida asimilación de nuevas tecnologías y mejores prácticas operativas.
14
88 66 75 77 155 289
794
437 56 86 75 65
146
237
426
813
51 50 67 78
185
294
566 276
32 60 31 37
72
208
183
326
02 03 04 05 06 07 8 9 10
Perforación
Terminación
RMEs
RMAs
17 22
29 27
25
51
79
88
0
20
40
60
80
100
03 04 05 06 07 08 09 10
PEP ha desarrollado una importante capacidad de
ejecución en el proyecto Aceite Terciario del Golfo
Inversión
MMM$
02 10 08 07 06 05 04 03 09
Producción de gas
MMpcd, promedio anual
Producción de aceite Mbpd, promedio anual
2010: Inversión Adecuado II 2010: POT III + Proyección de cierre
2010: POT III + Proyección de cierre
21
23
10
5
323
2
0
Capacidad de ejecución
Intervenciones a pozos
22 25
23
29 30
48
0
10
20
30
40
50
60
03 04 05 06 07 08 09 10
15
Los costos del proyecto integral Aceite Terciario del
Golfo lo hacen rentable
Costos de extracción1/
US$/bpce
2005 2007 2006 2003 2008 2004 2002 2009
13.98
24.36
16.22 19.63
16.60
11.70
17.44
12.04 9.30
2010
25.8 US$/bpce Costos
de desarrollo1/
2006-2009
• Los costos de extracción han disminuido
conforme se ha incrementado la producción y
continuarán con una tendencia a la baja
• La suma de los costos de extracción más los costos de desarrollo
muestra claramente que, a los precios actuales (70 US$/b), el
proyecto es económicamente atractivo.
1/ Ver anexo
16
Objetivos
Inversión enfocada en la generación
de valor.
Incremento de la productividad de
pozos, mediante la implementación de
mejores prácticas.
Instrumentación de soluciones
tecnológicas para enfrentar
actividades de alta complejidad.
Rediseño de pozos y obras de
infraestructura acordes a las
condiciones de campo.
Mejora de términos contractuales para
reducir costos.
Desarrollo de un modelo de negocio
acorde a las características de
Chicontepec, involucrando a terceros.
Asignación de 10km2 por contratista
para desarrollar 5 áreas.
Los laboratorios de campo es un esquema que permitirá la innovación tecnológica e
implementación de mejores técnicas de explotación.
Laboratorios de campo
17
Aceite Terciario del Golfo: Producción de aceite
Enero – Agosto 2010 Barriles por día
9,753
14,753
19,753
24,753
29,753
34,753
39,753
44,753
49,753
54,753
BASE RME RMA TER
29,477
48,150
18
139
590
228
519
786
451
1P 2P 3P Producción
Reservas Documentada Adicional
202 campos marginales
Reservas Documentadas Adicionales
Reservas en
producción
▪ Sus reservas probadas
representan el 29% de sus
reservas totales.
▪ Existe un gran potencial
para incrementar los
factores de recuperación
en estos campos
Beneficios
Reservas remanentes y producción a ser recuperada (MMbpce)
▪ La producción promedio de crudo y gas que se espera recuperar en el
periodo 2011-2025 se estima en 94 Mbd y 162 MMpcd, respectivamente.
▪ Con el apoyo de terceros, debemos ser capaces de recuperar esas reservas
de hidrocarburos adicionales, a través de mejoras tecnológicas y eficiencia
operativa.
▪ El aumento en la capacidad de ejecución exige la perforación de pozos
adicionales a los ya incluidos en nuestra actual cartera de proyectos (un
promedio de 500 pozos, entre 2011-2025), en áreas tales como Cinco
Presidentes, Muspac, Poza Rica y Burgos.
Los campos maduros representan una oportunidad para
reclasificar reservas y generar valor
19
Actividades estratégicas
Actividades estratégicas que definen la fortaleza de una empresa
petrolera
▪ Definir
prospectos
exploratorios
▪ Evaluar
cuencas y
plays
▪ Caracterizar
yacimientos
▪ Diseño del plan
de desarrollo de
los yacimientos
▪ Ingeniería de
yacimientos
▪ Proyectos de
recuperación
secundaria y
mejorada
▪ Diseño de pozos
▪ Diseño de
instalaciones
▪ Operación de
pozos e
instalaciones
▪ Control de la
distribución de
los hidrocarburos
▪ Control del
mantenimiento
de instalaciones
▪ Comercialización
de hidrocarburos
Exploración Desarrollo Producción Transporte y
comercialización
▪ Definición de estrategias
▪ Administración del conocimiento y de la tecnología
20
Alternativas de contratación
Contratos
Integrales de
EyP
Laboratorios
integrales de
campo
Contratos de
servicios
transaccionales
En el corto plazo, PEMEX debe potenciar el uso de contratos para desarrollar las
capacidades internas del negocio sustantivo.
Tres dimensiones pueden definir cada esquema:
Entregable Pago Administración Ejemplos
Resultados
medidos en
producción
Con base en
resultados
obtenidos
Colaboración
técnica y
económica
Contratos integrales de
servicios para la
exploración y
producción en campos
maduros
Soluciones
tecnológicas
Pagos de gasto
y margen y
oportunidad de
masificar
soluciones con
base en
resultados
Colaboración
técnica
Laboratorios de campo
en Chicontepec
Bienes y
servicios
discretos
Con base en
catálogo y pago
contra entrega
con base en
resultados
Supervisión
por cada bien
o servicio
Suministro de equipos
Perforación de pozos
Construcción de ductos
Instalación de
medidores
Esquema
21
Baja Media Alta
Alta CI CI
LC
LC
CST
Media CI
LC
LC
CST CST
Baja LC
CST CST CST
Capacidad interna
Com
ple
jidad
Complejidad:
•Escala
•Desafío tecnológico
•Servicio a mercado
Capacidad interna:
• Recursos humanos
• Tecnología
• Procesos
Aguas profundas Chicontepec Campos maduros (Reactivación)
Estrategia de ejecución
La estrategia de ejecución de cada proyecto es definida en función de su complejidad y la
capacidad interna de PEMEX.
(CI) Contratos integrales, (LC) Laboratorios integrales de campo, (CST) Contratos transaccionales
22
EyP ha redefinido sus objetivos estratégicos
Producción y
reservas
Competitividad
• Reducir la quema de gas a niveles que cumplan con
estándares internacionales.
• Contratos integrales de EyP (campos maduros,
Chicontepec y aguas profundas).
• Mantener niveles competitivos en costos de
descubrimiento, desarrollo y producción.
• Lograr incrementos anuales en la producción de crudo
en el periodo 2010-2012.
• Alcanzar una tasa de restitución de reservas probadas
de 100% en 2012.
• Mejorar las tasas de recuperación / reducir la curva de
declinación.
• Desarrollar los campos maduros.
• Completar los laboratorios de campo y administrar
Chicontepec, en línea con las nuevas estrategias de
desarrollo.
• Desarrollar nuevos campos en aguas someras y tierra.
23
Contenido
Reforma Energética
Plan de Negocios 2010 – 2024
Exploración y producción
Organismos industriales
Programa de inversiones
Sustentabilidad de PEMEX
24
Indicador PEMEX Benchmark Brecha
Índice de intensidad
energética 134.6 95.1(1) 140 %
Producción de destilados (%) 66.9 75.3(2) -8.4 %
Paros no programados (%) 3.1 1.0 310 %
1/ Fuente: Solomon 2008, promedio RSC III.
2/ USA – márgen bruto promedio en 2008.
Desempeño de los organismos industriales brechas a cerrar…
2008
Rendimiento neto (pérdida) Ps.MMM
PR PGBP PPQ
(119.5)
(92.5)
2.3
(1.2)
(18.7)
25
Estrategias en refinación
Elevar la
confiabilidad
y rentabilidad
Proyectos de
conversión profunda
en Minatitlán,
Salamanca y Tula
Nueva oferta de
productos refinados
• Nuevo ducto (Tuxpan-México) inicia operaciones en 2010.
• Reubicación de terminales .
• Redefinición de requerimientos de inventarios.
Elevar la capacidad
de importación y
fortalecer la de
almacenamiento y
distribución
• Mejoras en mantenimiento y confiabilidad.
• Incremento en producción de gasolinas y destilados
intermedios.
• Optimización integral del SNR.
• Reconfiguración Minatitlán inicia en el 4T-2010.
• Reconfiguración Salamanca inicia en 2014.
• Nueva capacidad en Tula.
• Proyecto de Salina Cruz: en definición.
• Proyectos adicionales de suministro: en estudio.
Calidad de
combustibles
NOM-086
• Cumplir estándares mediante importaciones/producción local.
• Tercera y última licitación pública para gasolinas: Dic. 2009.
• Primera licitación pública para diesel: Nov 2010 (Cadereyta).
• Asignación de licitaciones restantes: 2011.
26
Estrategias en gas natural y petroquímicos
• Incrementar la capacidad de proceso, de acuerdo con el
aumento en la producción primaria.
• Capturar los beneficios asociados a la producción de gas no
asociado en la Región Norte.
• Aumentar la capacidad de transporte, en línea con la
producción y la demanda.
• Incentivar la participación del sector privado en transporte y
almacenamiento.
• Diversificar fuentes de abastecimiento y analizar la
participación de Pemex en proyectos de gas natural licuado.
Gas natural
Petroquímicos
• Enfoque en cadenas rentables y re-orientación de recursos
de las no rentables:
– Alentar la participación del sector privado en el
desarrollo de nuevos proyectos.
– Elevar la eficiencia y descuellamiento de las cadenas
rentables.
– Desinvertir en cadenas no-rentables y marginalmente
rentables.
27
Eficiencia
Responsabilidad
corporativa
Temas transversales del Plan de Negocios 2010-2024
• Consolidación y mejora continua del SSPA.
• Desarrollo Sustentable y Protección Ambiental.
• Control del mercado ilícito de combustibles.
• Confiabilidad operativa.
• Programa de mejora de los resultados financieros.
• Mejores prácticas en el desarrollo de Proyectos.
Modernización
de la Gestión
• Modelo de negocio integral de suministros.
• Estrategia de recursos humanos.
• Sistema de Gestión por Procesos.
• Programa Estratégico Tecnológico.
• Régimen fiscal.
• Emisión de bonos ciudadanos.
• Diversificación de la estructura de deuda.
28
Contenido
Reforma Energética
Plan de Negocios 2010 – 2024
Exploración y producción
Organismos industriales
Programa de inversiones
Sustentabilidad de PEMEX
29
113.7 122.9 127.0150.4
170.1201.7
251.9 263.4289
68
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 E 2010-2019
Inversiones (1)(2)(3)
(1) Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
(2) Considera gasto de mantenimiento de E&P.
(3) Cifras nominales
US$ MMM
Miles de millones de pesos
10.7 10.9 10.8 13.8 15.6 18.1(4) 18.6(5) 20.4E(6)(7) 26.8(7)
(4) Pesos por US$: 11.15 (7) “Pesos por US$: 13.77
(5) Pesos por US$: 13.52
(6) Pesos por US$: 12.94
1.4% Pemex-
Petroquímica
18% Pemex-
Refinación
1.9% Pemex- Gas y
Petroquímica
Básica
Pemex-
Exploración y
Producción
78%
TOTAL 369
30
Contenido
Reforma Energética
Plan de Negocios 2010 – 2024
Exploración y producción
Organismos industriales
Programa de inversiones
Sustentabilidad de PEMEX
31
Sustentabilidad de PEMEX
Crecimiento y creación de valor
Enfoque estratégico y orientación a procesos
Excelencia operativa
Eficiencia en ejecución de proyectos
Modernización de infraestructura
Flexibilidad en el proceso de suministros
Sustentabilidad financiera
Protección ambiental y responsabilidad social
Seguridad industrial
Alineación entre los objetivos de Pemex y el
sindicato
Flexibilidad y productividad laboral
Desarrollo de recursos humanos y capacidades
de investigación y desarrollo
Gobierno Federal con rol y objetivos
explícitos
Transparencia en subsidios
Precio productor (Costos de
logística)
Régimen fiscal adecuado Fuentes alternativas de impuestos
Inversión en exploración
Regulación del mercado
Inversión en refinación y
distribución
Gobierno corporativo
Autonomía en las decisiones
de negocio
Flexibilidad financiera,
presupuestal y operativa
Finanzas públicas
Gestión de Empresa
Políticas públicas
Seguridad energética
Sustentabilidad
de largo plazo
de PEMEX
32
Comentarios finales
• Todas las acciones del Plan de Negocios están orientadas a generar valor económico a la empresa y a incrementar su patrimonio.
• PEMEX se adaptará para llegar a cada nicho de exploración y producción con la finalidad de incrementar el valor de los hidrocarburos para los mexicanos.
• Se fomentará la participación del contenido nacional en los contratos y actividades de PEMEX, abriendo más oportunidades para empresas mexicanas.
• Se busca la participación de los mexicanos en la empresa por medio de los denominados Bonos Ciudadanos.
• La tarea central es convertir a PEMEX en una empresa sustentable para que se mantenga como un apoyo fundamental del desarrollo del país.
• El costo de extracción, también denominado lifiting cost, considera el total de costos
incurridos en la operación y mantenimiento de pozos, equipos e infraestructura
relacionados con la producción, incluyendo la depreciación y otros costos de operación de
equipos e infraestructura de soporte.
El costo de extracción se define como:
Gasto de producción (MMUS$)
Producción de hidrocarburos (MMbpce)
Costo de extracción
(US$\bpce) =
Anexo: Costo de extracción del proyecto integral
Aceite Terciario del Golfo
a
• Para el periodo enero-junio de 2010, el gasto de producción ascendió a un mil 244 millones
de pesos, alcanzándose una producción de 10.5 millones de barriles de petróleo
equivalente.
• Por lo que el costo de producción del proyecto Aceite Terciario del Golfo para el periodo
ascendió a 9.30 US$/bpce.
a) Tipo de cambio: 12.6950 pesos/US$
(Fuente Banco de México, tasa de cambio para solventar obligaciones en moneda extranjera)
Anexo: Costo de desarrollo del proyecto integral
Aceite Terciario del Golfo
El costo de desarrollo se define como:
Inversión y gasto en desarrollo (MMUS$)
Variación neta de reservas probadas desarrolladas RPD (MMbpce)
Costo de desarrollo
(US$\bpce) =
• En el periodo 2006 – 2009 la inversión y gasto del proyecto Aceite Terciario del Golfo
ascendió a 3 mil 736 millones de dólares @2009 (46 mil 264 millones de pesos)
• En el mismo periodo su variación neta de reservas probadas desarrolladas (RPD) ascendió
a 144.6 MMbpce.
• Por lo que el costo de desarrollo del proyecto Aceite Terciario del Golfo fue de 25.8
US$\bpce.
a
a) Tipo de cambio: 12.6950 pesos/US$ (Fuente Banco de México, tasa de cambio para solventar obligaciones en moneda
extranjera)
