Resultados preliminares al 31 de diciembre de 2012 - … de Resultados no Dictaminados... · al 31...
35
Resultados preliminares al 31 de diciembre de 2012 Febrero 28, 2013
Transcript of Resultados preliminares al 31 de diciembre de 2012 - … de Resultados no Dictaminados... · al 31...
Resultados preliminaresal 31 de diciembre de 2012
Febrero 28, 2013
Advertencia respecto a proyecciones a futuro y nota precautoria (1/2)
1
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 Excluyendo información presupuestal y volumétrica, la información financiera incluida en este reporte y sus respectivos anexos está basada en los estados
financieros consolidados auditados preparados conforme a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), que PEMEX adopta a partir del 1 de enero de 2012. La información relevante a periodos anteriores ha sido ajustada en ciertas partidas con el fin de hacerla comparable con la información financiera consolidada inaudita bajo las NIIF. Para mayor información en cuanto a la adopción de las NIIF, por favor consultar la Nota 20 a los estados financieros consolidados incluidos en la forma 20-F registrada ante la SEC el 30 de abril de 2012. El EBITDA es una medida no contemplada en las NIIF emitidas por el CINIF. La conciliación del EBITDA se muestra en el Cuadro [34] de los respectivos anexos al reporte. La información presupuestal está elaborada conforme a las Normas Gubernamentales, por lo que no incluye a las compañías subsidiarias de Petróleos Mexicanos.
Conversiones cambiarias 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 2012 de Ps. 13.0101 = 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.
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 De conformidad con el artículo 10 del Reglamento de la Ley Reglamentaria del artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, (i) los reportes de
cuantificación de reservas elaborados por Petróleos Mexicanos deben ser aprobados por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH); y (ii) la Secretaría de Energía registrará y dará a conocer las reservas de hidrocarburos de México con base en la información proporcionada por la CNH. Estos procesos actualmente están en ejecución.
Advertencia respecto a proyecciones a futuro y nota precautoria (2/2)
2
Reservas de hidrocarburos 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. Petróleos Mexicanos, 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. presentada por la SHCP es en flujo.
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.
Contenido
3
Principales aspectos
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
Principales aspectos 2012
4
• Los ingresos totales ascendieron a Ps. 1,646.9 miles de millones.
• La producción de hidrocarburos promedió 3,697 Mbpced.
• La producción de crudo promedió 2,548 Mbd.
• Los impuestos causados durante el periodo alcanzaron Ps. 902.9 miles de millones.
• Durante 2012, el EBITDA fue de Ps. 1,145.3 miles de millones.
• PEMEX registró un rendimiento neto de Ps. 5.0 miles de millones.
• El gasto en inversión alcanzó un máximo histórico de Ps. 311.5 miles de millones
Entorno 2012
11.00
11.50
12.00
12.50
13.00
13.50
14.00
14.50
12/10 4/11 8/11 12/11 4/12 8/12 12/12
Tipo de CambioPs./US$
Dic 31, 2012:13.99 Pesos/US$
Dic 31, 2012:13.01 Pesos/US$
2.00
2.20
2.40
2.60
2.80
3.00
3.20
3.40
12/10 4/11 8/11 12/11 4/12 8/12 12/12
Precios de la Gasolina Regular en la Costa Norte del Golfo de Mexico
US$/Gal
Prom 2011: 2.74 US$/Gal Prom 2012:
2.81 US$/Gal
80
85
90
95
100
105
110
115
120
125
130
12/10 4/11 8/11 12/11 4/12 8/12 12/12
Precios del CrudoUS$/barril
Prom 2012: 101.86 US$/b
MezclaMexicana
Brent
Prom 2011:101.09 US$/b
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
4.00
4.50
5.00
5.50
12/10 4/11 8/11 12/11 4/12 8/12 12/12
Precios del Gas NaturalUS$/MMBtu
Prom 2011: 3.98 US$/MMBtu
Prom 2012: 2.75 US$/MMBtu
5
Contenido
6
Principales aspectos
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
Producción de crudo
7
Mbd
Durante el 2012 la producción de petróleo se mantuvo estable
74%
26%
Marina Terrestre
-
300
600
900
1,200
1,500
1,800
2,100
2,400
2,700
ene-12 mar-12 may-12 jul-12 sep-12 nov-12
Producción diaria
Crudo pesado Crudo ligero Crudo superligero
54% 54% 55% 54%
33% 33% 32% 33%
13% 13% 13% 13%
2,553
2,540 2,545 2,546 2,561
2,548
2011 1T12 2T12 3T12 4T12 2012
Pesado Ligero Superligero
Estrategia de Exploración & Producción 2012
070
140210280350420
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
Incrementar la producción en campos existentesMbd
OgarrioTerraIxtocHomolTizonMayTeotlecoKabYaxcheSihil
0
9
18
27
36
45
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
Incorporar producción de nuevos camposMbd
KuilTsiminPareto
685 558 501 454
-2.79% -1.36% -1.16% -0.17%
2009 2010 2011 2012
Estabilizar la declinación del Activo Integral CantarellMbd Cantarell
Tasa promedio mensualde disminución (Mbd)
8
Producción de Gas Natural
9
El aprovechamiento de gas natural fue cercano a 98%
(1) No incluye nitrógeno.
37%
63%
Marina Terrestre
65% 65% 67% 68%
35% 35% 33% 32%
5,913
5,742 5,675 5,626 5,664
5,676
2011 1T12 2T12 3T12 4T12 2012
Producción de gas natural1MMpcd
Asociado No asociado
249
137 112 97 162 127
4.2%
2.4%2.0% 1.7%
2.9%
2.2%
2011 1T12 2T12 3T12 4T12 2012
Envío de gas a la atmósferaMMpcd
Envío de gas a la atmósfera(MMpcd)Envío de gas a la atmósfera/ Total de gas producido
Infraestructura de operación
En 2012 hubo mayor actividad de perforación y terminación de pozos
9%
91%
Marinos En tierra
1,001 1,201
33 37 1,034
267 298
329
344
1,238
2011 1T12 2T12 3T12 4T12 2012
Terminación de Pozos
Desarrollo Exploración
111 119
17 17128
132 141 138 132
136
2011 1T12 2T12 3T12 4T12 2012
Equipos de perforación Promedio
Desarrollo Exploración
5,197 6,069
3,118 3,369
8,315
9,074 9,328 9,653 9,696
9,438
2011 1T12 2T12 3T12 4T12 2012
Pozos en operación Promedio
Crudo Gas no asociado
27%
73%
Exploración
Marinos En tierra
19%
81%
Desarrollo
Marinos En tierra
10
Principales descubrimientos 2012
11
Proyecto Pozo Era geológica
Producción inicialTipo de
hidrocarburoCrudo y
condensados(bd)
Gas (MMpcd)
Burgos Master-1 Cretácico 20.7 Gas seco
4T12
Tepozan-1 Terciario 34 2.2 Gas húmedo Paje-1 Terciario 72 1.4 Gas húmedo Anhelido-1 Jurásico 432 1.9 Gas y condensado
Litoral de Tabasco Kunah-1DL Terciario 103 33.4 Gas húmedoMascuspana-Muspac Teotleco-101 Cretácico 1,407 9.4 Gas y condensadoPoza Rica-Altamira Supremus-1 Terciario Aceite ligero
Trión-1 Terciario Aceite ligeroSamaria-Luna Navegante-1 Jurásico, Cretácico 1,770 7.2 Aceite ligeroVeracruz Bedel-1 Terciario 415 0.2 Aceite ligero
Burgos Arbolero 1 Jurásico Superior Pimienta 3.2 Gas seco
3T12
Cuervito 201A Eoceno Queen City 48 1.4 Gas húmedoForcado 1 Eoceno Queen City 4.1 Gas húmedoMandarin 1 Eoceno Yegua 19 2.3 Gas húmedoOrgandi 1 Oligoceno Inferior Vicksburg 26 1.9 Gas húmedo
Bellota-Jujo Jolote 101 Cretácico Medio-Inferior 1,042 1.7 Aceite ligeroMacuspana-Muspac Sunuapa 401 Cretácico Superior 1,397 1.8 Aceite ligero
Burgos Percutor-1 Cretácico Superior Eagle Ford 2.2 Gas seco
2T12Habano-1 Cretácico Superior Eagle Ford 27 2.8 Gas y condensado
Litoral de Tabasco Kunah-1 Mioceno Inferior 143 33.9 Gas húmedo
Veracruz Gasífero-1 Mioceno Medio Inferior 820 0.3 Aceite ligero 1T12
Contratos Integrales
Área
Superficie Producciónacumulada
Reservas3P
Recursosprospectivos
Tipo dehidrocarburo
(km2) (Mbpce) (MMbpce) (MMbpce) °API
Pitepec 230 94 1,048 252 32 - 38
Soledad 125 40,376 134 128 32 – 37
Amatitlán 230 393 993 252 34 – 44
Miquetla 112 11,084 248 86 35
Humapa 128 588 341 157 27
Miahuapan 128 43 431 101 33
Chicontepec se ubica en los estados de Veracruz y Puebla dentro de la cuenca Tampico-Misantla. Las reservas totales superan los 17 MMMbpce, lo que representa cerca del 40%
de las reservas 3P del país.
Periodo de precalificación
27/05/1314/06/13
Adjudicación11/07/13
Firma de contratos 15/07/1320/09/13
Límite de venta de
bases7/06/13
Publicación de la
convocatoria20/12/12
12
Contenido
13
Principales aspectos
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
Proceso de crudo
14(1) Incluye parafinas, extracto de furfural, aeroflex, asfalto, lubricantes, coque, aceite cíclico ligero y otras gasolinas.
El margen variable de refinación tuvo un incremento derivado de mejoras operativas en el Sistema Nacional de Refinación (SNR)
733 698
433 501
1,166
1,194 1,252 1,167 1,185
1,199
2011 1T12 2T12 3T12 4T12 2012
Proceso de crudoMbd
Crudo ligero Crudo pesado
400 418
307 273
274 300
209 204 56 57 69 85
1,316
1,343 1,394 1,306 1,305
1,337
2011 1T12 2T12 3T12 4T12 2012
Producción de petrolíferosMbd
Gasolinas automotrices Combustóleo Diesel GLP Turbosina Otros1
Reconfiguración de la refinería de Minatitlán
15
0
30
60
90
120
150
180
1S07 2S07 1S08 2S08 1S09 2S09 1S10 2S10 1S11 2S11 1S12 2S12
Mezcla procesada en MinatitlánMbd
Crudo ligero
Crudo pesado
42 34 43 42 41 40 37 3651
65 61 51
85
7 4 5 5 6 68
7 75
3929
44 40 37 34 34 31
42
6558
446
5
9 13 12 12 13 12
13
1516
17
68
58
65 67 67 65 62 6844
2534
30
10
22 17
15
178
153
190 186 174170 162 165
170
201198
169
1T10 2T10 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11 4T11 1T12 2T12 3T12 4T12
Producción de petrolíferosMbd
coque
combustóleo
gas seco
diesel
gas licuado
gasolina
Proceso de gas natural y producción de gas seco y de líquidos del gas natural
16
3,445 3,395
1,082 987
4,527
4,547 4,507 4,344 4,134
4,382
2011 1T12 2T12 3T12 4T12 2012
ProcesoMMpcd
Gas húmedo dulce
Gas húmedo amargo
3,692 3,732 3,711
3,579
3,494
3,628
334 328
339 332
299
325
280
305
330
355
380
3,200
3,400
3,600
3,800
2011 1T12 2T12 3T12 4T12 2012
Mbd
MM
pcd
ProducciónMMpcd
Gas seco deplantas (MMpcd)
Líquidos del gasnatural (Mbd) 1
(1) No incluye el proceso de condensados.
Transporte de gas (Los Ramones)
17
Desarrollar proyectos de infraestructura para el transporte de gas natural (ductos y estaciones de compresión) para conectar reservas de gas natural y ductos en EEUU con el sistema de transporte mexicano
Ductos privados
Proyectos
Incremento de capacidad de transporte
Proyecto de infraestructura MexGas
Ductos nacionales de gas
Estaciones de compresión
Producción de Petroquímicos
18
(1) Incluye ácido muriático, butadieno crudo, ceras polietilénicas, especialidades petroquímicas, hidrocarburos licuables de BTX, hidrógeno, isohexano, líquidos de pirólisis, oxígeno, CPDI, azufre, isopropanol, gasolina amorfa, gasolina base octano y nafta pesada.
Mt
510 193
1,307 1,366
1,250 1,284
554
102
399
468
1,562
1,134
5,583
1,269
1,171
1,080
1,028
4,547
2011 1T12 2T12 3T12 4T12 2012
Otros
Propileno y derivados
Aromáticos y derivados
Derivados del etano
Derivados del metano
Básicos
1
Coinversión PEMEX - Mexichem
19
El Consejo de Administración de
PEMEX aprueba coinversión
PEMEX solicitó autorización a la CFC para realizar una coinversión con Mexichem
La CFC autorizó la coinversión de PEMEX y Mexichem
Mexicheminformó
a la BMV la autorización de la coinversión
• Aumentar la producción de cloruro de vinilo• Mayor generación de valor• Incrementar la competitividad de la
industria petroquímica nacional
Contenido
20
Principales aspectos
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
Principales resultados financieros
21
2011 2012
Variación
2011 2012
Miles de Millones de pesos
Miles de Millones de dólares
Ventas totales1 1,558.4 1,646.9 5.7% 111.4 126.6
Rendimiento bruto 786.2 819.8 4.3% 56.2 63.0
Rendimiento de operación 888.7 908.0 2.2% 63.5 69.8
Rendimiento antes de Impuestos y derechos 794.8 907.9 14.2% 56.8 69.8
Impuestos y derechos 874.4 902.9 3.3% 62.5 69.4
Rendimiento (pérdida) neta (79.6) 5.0 106.3 (5.7) 0.4
EBITDA2 1,084.6 1,145.3 5.7% 77.5 88.0
(1) Excluye IEPS.(2) Ingresos antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización.
Ventas totales
22
ExportacionesVentas en México
Ps. MM
1,558,429 1,646,91287,839 (266) 911
2011 Nacionales Exportación Ingresos por servicios
2012
5.7%
679,614 785,298
65,848 51,250 33,736 30,490 779,198 867,037
2011 2012
Petroquímicos
Gas seco
Petrolíferos
11.3%
614,176 618,105
76,748 63,017 82,041 91,577
772,965 772,699
2011 2012
Otros
Petrolíferos
Crudo y condensados
-0.03%
Costo de Ventas y Gastos Generales
23
Ps. MM
870,667945,91720,336 54,914
2011 Costo de ventas Gastos generales 2012
Costo de Ventas, Gastos Generales
8.6%
Resultado Integral de Financiamiento
Tipo de cambioPesos por dólar
2011 13.9904
2012 13.0101
(93,028)
(16,852)
104,989
(4,891)
2011 Rendimiento (pérdida)financiero
Ganancia (pérdida) porvariación cambiaria
2012
Resultado Integral de Financiamiento
24
Ps. MM
Impuestos y Derechos
25
Ps. MM
874,440 902,892
688,78926,593 1,859 (214,102)
2011 Derechossobre
hidrocarburos
Otrosimpuestos y
derechos
2012 IEPSacreditable
2012por pagar
Evolución de los impuestos
382,443 474,334
580,629 582,855 677,256
771,702
546,633 654,141
874,440 902,892
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Impuestos históricos3.3%
Evolución del Rendimiento Neto
26(1) Incluye la participación de subsidiarias y asociadas que no consolidan de Ps. 5,608 millones.
Ps. MM
(79,623)
88,483
11,683 (75,250)
88,137 (28,452)
4,978
2011 Ventas total Otrosingresos
Costo de ventas ygastos
generales
RIF Impuestos yderechos
20121
Flujo de Efectivo Contable Consolidadoal 31 de diciembre de 2012
27
(1) Antes de impuestos.(2) Excluye Contratos de Obra Pública Financiada.(3) Incluye un efecto de Ps.(8,590) millones por cambios en el valor del efectivo.
Ps. MM
114,977
1,156,938
377,896 1,649,811
119,235
(350,939)
(45,490) (199,042)
(926,515)
Caja al iniciode 2012
Recursosgenerados porla operación
Actividades de
financiamiento
Flujodisponible
Pago de deuda Interesespagados
Inversiones Impuestos Caja al finalde 2012 3
2
21
Deuda Consolidada
28
(1) Excluye Contratos de Obra Pública Financiada.(2) Incluye intereses devengados, comisiones y gastos por emisión de deuda, pérdidas sobre par, Contratos de Obra Pública Financiada y
costo amortizado.
Ps. MM
Corto plazoLargo plazo
214 219 313 417 492 538 569 501 587 632 665 783 785
0.45 0.48
0.64 0.66 0.63 0.57
0.50 0.44 0.44
0.58 0.52 0.50 0.48
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
‐
200
400
600
800
1,000
1,200
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Deuda Deuda / Ventas
672,657 672,618
667,624 668,178
377,896 (350,939)
110,497 114,241 (32,586) 119,235 783,155 786,859 9,333
Deuda total2011
Actividadesde
financiamiento
Pago dedeuda
Gananciacambiaria
Otros Deuda total2012
Efectivo yequivalentesde efectivo
Deuda neta2012
Deuda neta2011
1
2
0.5%
Mercados de Capital
29
Bono de tesoro a 30 años
Bono de tesoro a 10 años
1.0%
1.5%
2.0%
2.5%
3.0%
3.5%
4.0%
dic-11 feb-12 abr-12 may-12 jul-12 ago-12 oct-12 dic-12 ene-13 mar-13
Pemex 2044, 5.500%USD 1,750 MM
Pemex 2044 (REAP), 5.500%USD 1,000 MM
Pemex 2022, 4.875%USD 2,100 MM
Pemex 2023, 3.50%USD 2,100 MM
Petróleos Mexicanos ha aprovechado oportunidades de mercado para realizar operaciones tipo benchmark a diversos plazos. La empresa mantendrá una
presencia importante en el mercado de dólares americanos con lo que continuará dando liquidez a su curva
13.815.6 14.9
18.620.8
19.1
23.9
19.9
4.4
25.3
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 E
2%2%Pemex-Petroquímica
17%17% Pemex-Refinación
2%2%Pemex-Gas y PetroquímicaBásica
Pemex-Exploración y Producción
79%79%
U.S. $ MMM
Inversión
En 2012 se alcanzó un máximo de inversión de U.S.$ 23.9 miles de millones, en tanto que el ejercicio del presupuesto aprobado fue mayor al 100%
30
Nota: 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 cierre de cada uno de los años.Incluye el CAPEX complementario no programado.
FuenteProgramado
USDMiles de millones
Mercados internacionales 4.0 – 5.0
Mercado nacional 2.5 – 3.0
Agencias de Crédito a la Exportación (ECAs) 1.5 – 2.0
Otros 1.0 – 1.5
Emisiones totales 9.8
Pago de deuda 6.4
Endeudamiento neto 3.3
100% = U.S.$ 9.8 miles de millones
Programa de financiamientos 2013
40.8%
25.5%
15.3%
10.2%
Mercados Internacionales
Mercado Nacional
ECAs
Otros
31
Principales aspectos 2012
32
• Los ingresos totales ascendieron a Ps. 1,646.9 miles de millones.
• La producción de hidrocarburos promedió 3,697 Mbpced.
• La producción de crudo promedió 2,548 Mbd.
• Los impuestos causados durante el periodo alcanzaron Ps. 902.9 miles de millones.
• Durante 2012, el EBITDA fue de Ps. 1,145.3 miles de millones.
• PEMEX registró un rendimiento neto de Ps. 5.0 miles de millones.
• El gasto en inversión alcanzó un máximo histórico de Ps. 311.5 miles de millones
Contenido
33
Principales aspectos
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
