Resultados preliminares al 31 de diciembre de 2013 de Resultados no...2012 1T13 2T13 3T13 4T13 2013...
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Resultados preliminares al 31 de diciembre de 2013 27 de febrero de 2014
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Resultados preliminares
al 31 de diciembre de 2013
27 de febrero de 2014
Advertencia respecto a proyecciones a
futuro y nota precautoria
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 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 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 35 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 cambiarias de pesos a dólares de los E.U.A. se han realizado al tipo de cambio prevaleciente al 31 de diciembre de 2013 de Ps. 13.0765 = 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.
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
2
Reforma Energética
Exploración y producción
Organismos industriales
Entorno
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
Reforma Energética
3
31 de julio
Coordinadores parlamentarios del PAN presentan su propuesta de
Reforma Energética
14 de agosto
El Presidente de la República envía a la Comisión Permanente una
Iniciativa de Decreto por el que se reforman y adicionan los artículos
25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos
Mexicanos
9 de diciembre
Las Comisiones Unidas de Puntos Constitucionales, Energía y de
Estudios Legislativos, Primera, del Senado aprueban la Reforma y se
turna al pleno
11 de diciembre
El Senado avala en lo general y lo particular la Reforma y la turna a
la Cámara de Diputados
12 de diciembre
La Reforma es ratificada por la Cámara de Diputados y es enviada a los estados para su ratificación
16 de diciembre
La reforma recibe el aval de 17 Congresos locales, con lo que
cumple con el mínimo requerido por la Constitución. Las
constancias de mayoría son remitidas a la Cámara de Diputados
18 de diciembre
El Congreso de la Unión declara la validez constitucional de la
Reforma y la envía al Ejecutivo para su promulgación
20 de diciembre
El Presidente de la República, Enrique Peña Nieto, promulga la
Reforma Energética
Con esta Reforma se modificaron los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución
Política de los Estados Unidos Mexicanos
4
Un entorno nuevo y atractivo
(1) Entró en vigor el 21 de diciembre de 2013.
PEMEX y los otros
operadores podrán
registrar y
reportar proyectos
desarrollados en
México, junto con
los beneficios
esperados
PEMEX podrá
migrar a los
nuevos tipos de
contratos o
podrá operar
bajo el
esquema
vigente
El Decreto de la Reforma Energética, promulgado el 20 de diciembre de 20131, incluye
modificaciones y addendums a la Constitución Mexicana
Explo
ració
n y
pro
ducció
n
Pro
ceso
s
indust
riale
s
Refinación Proceso de
gas Petroquímicos
Transporte, almacenamiento y
distribución de hidrocarburos y petrolíferos
Se otorgarán permisos en:
5
Siguientes pasos
24 meses1
21/12/2015
PEMEX2 es una
empresa productiva
del Estado
(1) A partir de la entrada en vigor del Decreto
(2) PEMEX podrá recibir asignaciones y firmar contratos durante dichos 24 meses.
Ronda Cero
• SENER dará prioridad a las solicitudes de PEMEX para
bloques en exploración y campos en producción, y
definirá dimensiones
90 días1
21/03/2014
Resolución
Ronda Cero
• SENER dará respuesta
a requerimientos de
asignaciones de PEMEX
180 días
17/09/2014
Nuevo Marco
Regulatorio
• Ratificación y enmiendas a más de 20 leyes
• Distribución detallada de responsabilidades
• Estructura y otorgamiento de contratos
120 días1
20/04/2014
Contenido
6
Reforma Energética
Exploración y producción
Organismos industriales
Entorno
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
Producción de crudo
7
Mbd
• En 2013 la producción de
crudo promedió 2,522
Mbd.
-
300
600
900
1,200
1,500
1,800
2,100
2,400
2,700
01-ene-13 01-mar-13 01-may-13 01-jul-13 01-sep-13 01-nov-13
Producción diaria
Crudo pesado Crudo ligero Crudo superligero
54% 55% 54% 53%
33% 33% 34% 34%
13% 12% 12% 12%
2,548
2,544 2,516 2,506 2,523
2,522
2012 1T13 2T13 3T13 4T13 2013
Pesado Ligero Superligero
75%
25%
Marina Terrestre
8
0
30
60
90
120
150
180
jul-12 sep-12 nov-12 ene-13 mar-13 may-13 jul-13 sep-13 nov-13
Producción de crudo por campo Mbd
Gasifero
Kambesah
Chuhuk
Onel
Tsimin
Kuil
Región Activo Campo
Volumen original
total (3P)
Aceite
(MMb) Gas (MMMpc)
Marina
Noreste Cantarell Kambesah 127.0 86.0
Marina
Suroeste
Abkatún-Pol-
Chuc Chuhuk 88.2 107.1
Marina
Suroeste
Abkatún-Pol-
Chuc Onel 659.9 569.9
Marina
Suroeste
Litoral de
Tabasco Tsimín 1,315.1 5,684.5
Marina
Suroeste
Abkatún-Pol-
Chuc Kuil 697.3 666.5
Norte Veracruz Gasífero 76.2 167.4
Región
Norte
Región Sur
Incorporación de nuevos campos
Producción de gas natural
9
• El aprovechamiento
de gas natural en
2013 fue de 97.8%
(1) No incluye nitrógeno.
67% 68% 70% 72%
33% 32% 30% 28%
5,676
5,769 5,558 5,635 5,754
5,679
2012 1T13 2T13 3T13 4T13 2013
Producción de gas natural1
MMpcd
Asociado No asociado
127 85
108 121
180
124
2.2%
1.5%
1.9% 2.1%
3.1%
2.2%
2012 1T13 2T13 3T13 4T13 2013
Envío de gas a la atmósfera MMpcd
Envío de gas a la atmósfera(MMpcd)
Envío de gas a la atmósfera /Total de gas producido
35%
65%
Marina Terrestre
Infraestructura de operación
10
6,069 6,509
3,369 3,327
9,439
9,983 9,816 9,831 9,716
9,836
2012 1T13 2T13 3T13 4T13 2013
Pozos en operación Promedio
Crudo Gas no asociado
6%
94%
Marinos
En tierra
1,201 785
37
38
1,238
259 194
183 187
823
2012 1T13 2T13 3T13 4T13 2013
Terminación de pozos
Desarrollo Exploración
1,226
1,134
6,791
2,371
-
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
100
500
900
1,300
1,700
2,100
4T12 1T13 2T13 3T13 4T13
Km2 Km
Información sísmica
2D (Km) 3D (Km )2
152 130
17 21
169
149 169 165 117
151
2012 1T13 2T13 3T13 4T13 2013
Equipos de perforación Promedio
Desarrollo Exploración Equipos de perforación
38%
62%
Exploración
Marinos En tierra
34%
66%
Desarrollo
Marinos En tierra
Principales descubrimientos
11
Del 1 de enero al 31de diciembre de 2013
Activo
Pozo
Era geológica
Producción inicial Tipo de
hidrocarburo Crudo y condensados (bd) Gas (MMpcd)
Burgos
Chucla-1 Cretácico Superior Eagle Ford 24 1.9 Gas Húmedo
Gato-1001 Cretácico Inferior La Virgen 0 1.0 Gas Seco
Santa Anita-401 Eoceno Queen City 90 5.9 Gas Húmedo
Durián-1 Cretácico Superior Eagle Ford
Inferior 0 1.9 Gas Seco
Lempira-1 Oligoceno Frio Marino no Marino 24 2.5 Gas Húmedo
Silo-1 Oligoceno Frio Marino 0 2.7 Gas Seco
Nuncio-1 Jurásico Superior Pimienta 0 3.0 Gas Seco
Gamma-1 Eagle Ford Cretácico Superior 12 0.3 Gas Húmedo
Tangram-1 Jurásico Superior Pimienta 0 10.9 Gas Seco
Kernel-1 Jurásico Superior Pimienta 0 2.9 Gas Seco
Veracruz
Eltreinta-1 Mioceno Medio 756 0.3 Aceite Ligero
Kamelot-1 Plioceno Inferior 0 6.6 Gas Seco
Mixtan-1 Mioceno Inferior 67 4.2 Gas Húmedo
Poza Rica-Altamira
Maximino-1 Eoceno Inferior Wilcox 3,796 15.0 Aceite Ligero
Exploratus-1 Oligoceno Inferior - - Aceite Negro
Vespa-1 Mioceno Medio-Superior 2,366 2.3 Aceite Negro
Litoral de Tabasco
Xux-1DL Cretácico Superior-Medio 1,922 1.9 Aceite Ligero
Miztón-1 Plioceno Medio 3,512 3.0 Aceite Ligero
Piklis-1DL Mioceno Inferior 141 35.1 Gas Húmedo
Samaria-Luna Sini-1 Jurásico Superior Kimmeridgiano 3,089 7.8 Aceite Ligero
Tamarhu-1 Jurásico Superior Kimmeridgiano 114 0.4 Aceite Ligero
Cinco Presidentes Calicanto-101 Mioceno Medio 602 0.3 Aceite Negro
Ayocote-0 Mioceno Superior - - Aceite Ligero
Macuspana-Muspac Arroyo Zanapa-201 Cretácico Superior-Medio 345 - Aceite Ligero
Ku-Maloob-Zaap Tson-201 Jurásico Superior Kimmeridgiano 2,907 0.7 Aceite Negro
Contenido
12
Reforma Energética
Exploración y producción
Organismos industriales
Entorno
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
Proceso de crudo
13
(1) Incluye parafinas, extracto de furfural, aeroflex, asfalto, lubricantes, coque, aceite cíclico ligero y otras gasolinas.
El proceso de crudo
y la producción de
petrolíferos
ascendieron a 1,222
Mbd y a 1,386 Mbd,
respectivamente.
698 729
501 492
1,199
1,235 1,298 1,196 1,158
1,222
2012 1T13 2T13 3T13 4T13 2013
Proceso de crudo Mbd
Crudo ligero Crudo pesado
418 437
273 269
300 313
204 206 57 61 85 100
1,337
1,379 1,468 1,361 1,337
1,386
2012 1T13 2T13 3T13 4T13 2013
Producción de petrolíferos Mbd
Gasolinas automotrices Combustóleo Diesel GLP Turbosina Otros1
Proceso de gas natural y producción de gas
seco y de líquidos del gas natural
14
(1) Incluye proceso de condensados.
3,395 3,330
987 1,074
4,382
4,481 4,253 4,471 4,409
4,404
2012 1T13 2T13 3T13 4T13 2013
Proceso MMpcd
Gas húmedo dulce
Gas húmedo amargo
3,628
3,759
3,600
3,755
3,660 3,693
365
361
354
368 364 362
300
325
350
375
400
3,200
3,400
3,600
3,800
2012 1T13 2T13 3T13 4T13 2013
Mbd
MM
pcd
Producción Gas seco de plantas(MMpcd)
Líquidos del gas natural(Mbd)
1
Producción de petroquímicos
15
(1) 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
193 60
1,366 1,348
1,284 1,148
102 544
468 445
1,437
1,911
4,850
1,282
1,471
1,412
1,291
5,455
2012 1T13 2T13 3T13 4T13 2013
Otros
Propileno y derivados
Aromáticos y derivados
Derivados del etano
Derivados del metano
Básicos
1
Contenido
16
Reforma Energética
Exploración y producción
Organismos industriales
Entorno
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
Entorno 2013
17
70
80
90
100
110
120
1/12 4/12 7/12 10/12 1/13 4/13 7/13 10/13
Precios del Crudo US$/barril Mezcla Mexicana
WTI
Prom 2013:
98.54 US$/b Prom 2012:
101.86 US$/b
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
4.5
5.0
1/12 4/12 7/12 10/12 1/13 4/13 7/13 10/13
Precios del Gas Natural US$/MMBtu
Prom 2012:
2.36 US$/MMBtu
Prom 2013:
3.75 US$/MMBtu
11.5
12.0
12.5
13.0
13.5
14.0
14.5
15.0
1/12 4/12 7/12 10/12 1/13 4/13 7/13 10/13
Tipo de Cambio Ps./US$
Dic 31, 2012:
13.0101 Pesos/US$
Dic 31, 2013:
13.0765 Pesos/US$
2.2
2.4
2.6
2.8
3.0
3.2
3.4
3.6
1/12 4/12 7/12 10/12 1/13 4/13 7/13 10/13
Precios de la Gasolina Regular en la Costa Norte del Golfo de Mexico
US$/Gal
Prom 2012:
2.9089 US$/Gal
Prom 2013:
2.8164 US$/Gal
Contenido
18
Reforma Energética
Exploración y producción
Organismos industriales
Entorno
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
Principales resultados financieros 2013
19
2012 2013
Variación
20123 2013
Miles de Millones de
pesos
Miles de Millones de
dólares
Ventas totales1 1,646.9 1,608.2 -2.4% 126.6 123.0
Rendimiento bruto 814.4 794.2 -2.5% 62.6 60.7
Rendimiento de operación 905.3 728.0 -19.6% 69.6 55.7
Rendimiento antes de
Impuestos y derechos 905.2 695.9 -23.1% 69.6 53.2
Impuestos y derechos 902.6 865.0 -4.2% 69.4 66.2
Rendimiento (pérdida) neto 2.6 (169.1) (259.7%) 0.2 (12.9)
EBITDA2 1,444.9 992.9 -13.5% 88.2 75.9
(1) Excluye IEPS.
(2) Ingresos antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización.
(3) Al tipo de cambio de cierre al 31 de diciembre de 2013: Ps.13.0765 por dólar estadounidense.
Cuarto trimestre Cuarto trimestre
1,646,912 1,608,202 43,151 (85,024)
3,163
2012 Nacionales Exportación Ingresos por servicios
2013
Ventas totales
Comparación 2012 vs. 2013
20
Ps. MM
-2.4%
Rendimiento bruto y de operación
Evolución 2012 a 2013
21
Ps. MM
905,339
727,976
(20,223) (144,483)
(3,960) (8,697)
2012 Rendimientobruto
Otrosingresos(gastos)
Gastos dedistribución ytransportación
Gastos deadministración
2013
-19.6%
Rendimiento neto y Utilidad integral
22
(1) Participación en resultados de cias. no consolidadas, asociadas y otras
Composición del Rendimiento neto 2013
Ps. MM
Evolución 2012-2013 de Utilidad integral
Ps. MM
727,976
(169,093)
(29,539) (3,948) 1,451
(865,032)
Rendimientode operación
Costofinanciero
Utilidad(pérdida) en
cambios
Participaciónen resultados
Impuestos yderechos
Rendimiento(pérdida)
neto
1
(374,175)
84,140
(177,363)
630,008
2012 Rendimiento(pérdida)
neto
Otrosresultadosintegrales
2013
672,618
236,947 (191,145)
750,734 760,493 667,624
155,546
114,241 90,504
(96,779) 3,313 (80,746) 786,859
841,239 5,265 81,401 (94,366)
Deuda total2012
Actividadesde
financiamiento
Pago dedeuda
Gananciacambiaria
Otros Deuda total2013
Efectivo yequivalentesde efectivo
Deuda neta2013
Deuda neta2012
1
2
23
(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 Deuda PMI
Deuda Petróleos Mexicanos
Corto Plazo
Largo Plazo
6.9%
Deuda consolidada
al 31 de diciembre de 2013
6.2 5
6.2 5.1 5.2 4.9 5.1 5.3
3.3 2.7 2.5
1.4
0 0.3 0.3
10.2
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 ---
Perfil de vencimientos – Deuda consolidada1
Deuda al 31 de diciembre de 2013
US MMM1
Mercados financieros
24
0.5%
1.5%
2.5%
3.5%
4.5%
dic-12 ene-13 mar-13 abr-13 jun-13 ago-13 sep-13 nov-13 ene-14
Internacional Bonos del Tesoro a 10, 30 y nuevas emisiones de PEMEX
Treasuries 10 años
Treasuries 30 años
Multi-tranche
Pemex 2041, 6.5%
USD 500 MM
Multi-tranche
Pemex 2018, 3.5%, USD 1,000 MM
Pemex 2018, L3M + 202, USD 500 MM
Pemex 2024, 4,875%, USD 1,000 MM
Pemex 2023, 3.5%
USD 2,100 MMMM Pemex 2020, 3.125%
EUR 1,300 MMMM
4.0%
4.5%
5.0%
5.5%
6.0%
6.5%
7.0%
dic-12 feb-13 abr-13 jun-13 ago-13 oct-13 dic-13 feb-14
Nacional TIIE-SWAP 5, Mbono 10 y nuevas emisiones de PEMEX
Swap TIIE 5 años
Mbono 10 años
Pemex 12, 2017
TIIE28 + 10 pb
MXN 2,500 MM
Pemex 13, 2019
TIIE28 + 6 pb
MXN 5,000 MM Pemex 13, 2019
TIIE28 + 13 pb
MXN 1,100 MM
Pemex 12, 2017
TIIE28 + 3 pb
MXN 2,500 MM
Pemex 13-2, 2024 7.82%
MXN 8,500 MM
Pemex 13-2, 2024 7.19%
MXN 10,400 MM
25
Inversión y financiamiento en 2014
Las sumas pueden no coincidir por redondeo.
Las cifras están basadas en el Plan de Negocios de PEMEX y están sujetas a aprobación del Congreso y de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público
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 Ps.12.79 para 2013 y 12.9 para 2014
en adelante.
Incluye el CAPEX complementario no programado.
Fuente Programa
US$ MMM
Mercados internacionales 4.0 - 6.0
Mercado nacional 3.0 – 4.0
Agencias de crédito a la exportación (ECAs) 1.0 – 2.0
Préstamos bancarios 2.0 – 4.0
Otros 0.5 – 1.0
Total 14.7
Total de amortizaciones 5.0
Endeudamiento neto para el año 9.7
Programa de financiamientos
0.49 0.45 0.49 0.50 0.46 0.47 0.45 0.48 0.46 0.47 0.50 0.52
0.75 0.68 0.74 0.73 0.65 0.68 0.63 0.69 0.68 0.70 0.76
0.85
al 31 demar2011
al 30 dejun
2011
al 30 desep2011
al 31 dedic
2011
al 31 demar2012
al 30 dejun
2012
al 30 desep2012
al 31 dedic
2012
al 31 demar2013
al 30 dejun
2013
al 30 desep2013
al 31 dedic
2013
Deuda / Ventas
Deuda / EBITDA
85%
11%
2% 2%
Pemex-Exploración yProducción
Pemex-Refinación
Pemex-Gas yPetroquímica Básica
Pemex-Petroquímica
CAPEX
Principales aspectos 2013
26
• Los ingresos totales ascendieron a Ps. 1,608.2 miles de millones.
• La producción total de hidrocarburos promedió 3,653 Mbpced.
• La producción de crudo promedió 2,522 Mbd.
• Los impuestos causados alcanzaron Ps. 865.0 miles de millones.
• El EBITDA fue de Ps. 992.9 miles de millones.
• PEMEX registró una pérdida neta de Ps. 169.1 miles de millones.
• La utilidad integral fue de Ps. 84.1 miles de millones.
Contenido
27
Reforma Energética
Exploración y producción
Organismos industriales
Entorno
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
Relación con Inversionistas
(+52 55) 1944 - 9700
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