Resultados preliminares al 31 de diciembre de 2013 27 de febrero de 2014
Advertencia respecto a proyecciones a futuro y nota precautoria 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, PemexGas y Petroquímica Básica y Pemex- Petroquímica. La principal compañía subsidiaria es PMI.
1
Contenido
Reforma Energética Exploración y producción Organismos industriales Entorno Resultados financieros Preguntas y respuestas
2
Reforma Energética
31 de julio Coordinadores parlamentarios del PAN presentan su propuesta de Reforma Energética
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
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
12 de diciembre La Reforma es ratificada por la Cámara de Diputados y es enviada a los estados para su ratificación
20 de diciembre El Presidente de la República, Enrique Peña Nieto, promulga la Reforma Energética
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
Con esta Reforma se modificaron los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos
3
Un entorno nuevo y atractivo
Procesos industriales
Exploración y producción
El Decreto de la Reforma Energética, promulgado el 20 de diciembre de 20131, incluye modificaciones y addendums a la Constitución Mexicana
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
Se otorgarán permisos en:
Refinación
Proceso de gas
Petroquímicos
Transporte, almacenamiento y distribución de hidrocarburos y petrolíferos
(1) Entró en vigor el 21 de diciembre de 2013.
4
Siguientes pasos 90 días1 21/03/2014
120 días1 20/04/2014
• SENER dará prioridad a las solicitudes de PEMEX para bloques en exploración y campos en producción, y definirá dimensiones
Ronda Cero
Nuevo Marco Regulatorio
180 días 17/09/2014
24
• Ratificación y enmiendas a más de 20 leyes • Distribución detallada de responsabilidades • Estructura y otorgamiento de contratos
Resolución Ronda Cero
meses1
21/12/2015
• SENER dará respuesta a requerimientos de asignaciones de PEMEX
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.
5
Contenido
Reforma Energética Exploración y producción Organismos industriales Entorno Resultados financieros Preguntas y respuestas
6
Producción de crudo Mbd
2,544
2,516
2,506
2,523
13%
12%
12%
12%
33%
33%
25% 34%
34%
2,548
2,522 75%
54%
55%
54%
53%
1T13
2T13
3T13
4T13
Marina 2012
Pesado
Ligero
Terrestre
2013
Superligero
Producción diaria 2,700 2,400 2,100 1,800
• En 2013 la producción de
1,500
crudo promedió 2,522 Mbd.
1,200 900 600 300 01-ene-13
01-mar-13 01-may-13 Crudo pesado
01-jul-13 Crudo ligero
01-sep-13 01-nov-13 Crudo superligero 7
Incorporación de nuevos campos Región Marina Noreste Marina Suroeste Marina Suroeste Marina Suroeste Marina Suroeste Norte
Activo
Cantarell Abkatún-PolChuc Abkatún-PolChuc Litoral de Tabasco Abkatún-PolChuc Veracruz
Volumen original total (3P) Aceite Gas (MMMpc) (MMb)
Campo
Región Norte
Kambesah
127.0
86.0
Chuhuk
88.2
107.1
Onel
659.9
569.9
1,315.1
5,684.5
Kuil
697.3
666.5
Gasífero
76.2
167.4
Tsimín
Región Sur
Producción de crudo por campo Mbd 180
Gasifero
150
Kambesah
120
Chuhuk
90
Onel
60
Tsimin
30
Kuil
0 jul-12
sep-12
nov-12
ene-13
mar-13
may-13
jul-13
sep-13
nov-13 8
Producción de gas natural Producción de gas natural1 MMpcd 5,769
5,558
5,635
5,754
33%
32%
30%
28% 35% 5,679
5,676
2012
67%
68%
70%
72%
1T13
2T13
3T13
4T13
Asociado
65%
2013
Marina
Terrestre
No asociado
Envío de gas a la atmósfera MMpcd
Envío de gas a la atmósfera (MMpcd) Envío de gas a la atmósfera / Total de gas producido
3.1% 2.2%
1.9%
127
2012
85 1T13
2.2%
2.1%
1.5%
• El aprovechamiento de gas natural en 2013 fue de 97.8%
180 108
121
2T13
3T13
124
4T13
2013
(1) No incluye nitrógeno.
9
Infraestructura de operación Equipos de perforación Promedio
Exploración
169 17
151 21
152
149
169
165
2012
1T13
2T13
3T13
Desarrollo
Exploración
117
130
4T13
2013
9,439
9,836
3,369
3,327 9,983
9,816
34%
38% 62%
Marinos
66%
En tierra
Marinos
En tierra
Equipos de perforación
Pozos en operación Promedio
6,069
Desarrollo
9,831
9,716
6% Marinos En tierra
94%
6,509
Información sísmica 2012
1T13
2T13 3T13 4T13 Crudo Gas no asociado
2013
Terminación de pozos
1,700
1,238 37
823
1,201 2012
259 1T13
Km 2,100
194 2T13 Desarrollo
183 3T13 Exploración
187
4T13
38 785 2013
Km2 10,000 8,000
6,791 1,134
1,300 900
1,226
6,000 4,000
500
2,371
100
2,000 -
4T12
1T13
2T13
2D (Km)
3T13
4T13 2
3D (Km ) 10
Principales descubrimientos Del 1 de enero al 31de diciembre de 2013 Activo
Pozo
Veracruz
Poza Rica-Altamira
Litoral de Tabasco
Samaria-Luna Cinco Presidentes
Producción inicial Crudo y condensados (bd)
Gas (MMpcd)
Tipo de hidrocarburo
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
90
5.9
Gas Húmedo
0
1.9
Gas Seco
Lempira-1
Eoceno Queen City Cretácico Superior Eagle Ford Inferior 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
Eltreinta-1
Mioceno Medio
756
0.3
Aceite Ligero
Kamelot-1
Plioceno Inferior
0
6.6
Gas Seco
Mixtan-1
Mioceno Inferior
Maximino-1
Eoceno Inferior Wilcox
Exploratus-1
Oligoceno Inferior
Vespa-1
Durián-1 Burgos
Era geológica
67
4.2
Gas Húmedo
3,796
15.0
Aceite Ligero
-
-
Aceite Negro
Mioceno Medio-Superior
2,366
2.3
Aceite Negro
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
Sini-1
Jurásico Superior Kimmeridgiano
3,089
7.8
Aceite Ligero
Tamarhu-1
Jurásico Superior Kimmeridgiano
114
0.4
Aceite Ligero
Calicanto-101
Mioceno Medio
602
0.3
Aceite Negro
Ayocote-0
Mioceno Superior
-
-
Aceite Ligero
345
-
Aceite Ligero
2,907
0.7
Aceite Negro
Macuspana-Muspac
Arroyo Zanapa-201 Cretácico Superior-Medio
Ku-Maloob-Zaap
Tson-201
Jurásico Superior Kimmeridgiano
11
Contenido
Reforma Energética Exploración y producción Organismos industriales Entorno Resultados financieros Preguntas y respuestas
12
Proceso de crudo Proceso de crudo Mbd
1,222
1,199
492
501 1,298
1,235
1,196
1,158 729
698
2012
1T13
2T13 Crudo ligero
3T13
4T13
2013
Crudo pesado
Producción de petrolíferos Mbd 1,337 85 57 204
1,386 100 61 206
300
313 1,468
1,379
1,361
1,337
273
269 437
418 2012
El proceso de crudo y la producción de petrolíferos ascendieron a 1,222 Mbd y a 1,386 Mbd, respectivamente.
1T13
2T13
Gasolinas automotrices
Combustóleo
3T13 Diesel
4T13 GLP
Turbosina
Otros
1
2013
(1) Incluye parafinas, extracto de furfural, aeroflex, asfalto, lubricantes, coque, aceite cíclico ligero y otras gasolinas.
13
Proceso de gas natural y producción de gas seco y de líquidos del gas natural Proceso MMpcd
Gas húmedo dulce
4,382
4,404
987
1,074
4,481 3,395
2012
1T13
4,253
4,471
2T13
3T13
Gas húmedo amargo
4,409
3,330
4T13
2013
Producción
Gas seco de plantas (MMpcd)
3,755 3,660
3,628 MMpcd
3,693 375
3,600
3,600
368
365
Líquidos del gas natural 1 (Mbd)
400
361
364
362
350
Mbd
3,759
3,800
354
3,400
325 3,200
300 2012
1T13
2T13
3T13
4T13
2013
(1) Incluye proceso de condensados.
14
Producción de petroquímicos Mt 5,455 4,850
1,291
1,911
Aromáticos y derivados Derivados del etano Derivados del metano
1,412
468 102
445
Básicos
544
1,284
1,471
1,148
1,282
1,348
1T13
60 2013
193 2012
1
Propileno y derivados
1,437
1,366
Otros
2T13
3T13
4T13
(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.
15
Contenido
Reforma Energética Exploración y producción Organismos industriales Entorno Resultados financieros Preguntas y respuestas
16
Entorno 2013 Precios del Crudo US$/barril
120
Precios del Gas Natural US$/MMBtu
Mezcla Mexicana WTI
5.0 4.5
110
4.0 100
3.5 3.0
90 Prom 2013: 98.54 US$/b
Prom 2012: 101.86 US$/b
80 70 1/12
4/12
7/12
10/12
1/13
3.4
Prom 2013: 3.75 US$/MMBtu
2.5
2.0 4/13
7/13
10/13
Precios de la Gasolina Regular en la Costa Norte del Golfo de Mexico US$/Gal 3.6
Prom 2012: 2.36 US$/MMBtu
1.5 1/12
4/12
7/12
10/12
1/13
4/13
7/13
10/13
Tipo de Cambio Ps./US$
15.0 14.5
Prom 2012: 2.9089 US$/Gal
Dic 31, 2013: 13.0765 Pesos/US$
14.0 Prom 2013: 2.8164 US$/Gal
3.2
13.5
3.0 13.0
2.8
12.5
2.6
12.0
2.4 2.2 1/12
4/12
7/12
10/12
1/13
4/13
7/13
10/13
11.5 1/12
Dic 31, 2012: 13.0101 Pesos/US$ 4/12
7/12
10/12
1/13
4/13
7/13
10/13 17
Contenido
Reforma Energética Exploración y producción Organismos industriales Entorno Resultados financieros Preguntas y respuestas
18
Principales resultados financieros 2013 Cuarto trimestre 2012
2013
Miles de Millones de pesos Ventas totales1
Cuarto trimestre 20123
Variación
2013
Miles de Millones de dólares
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
2.6
(169.1)
(259.7%)
0.2
(12.9)
1,444.9
992.9
-13.5%
88.2
75.9
Rendimiento (pérdida) neto EBITDA2
(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.
19
Ventas totales Comparación 2012 vs. 2013 Ps. MM
-2.4%
1,646,912
2012
43,151
(85,024)
Nacionales
Exportación
3,163
1,608,202
Ingresos por servicios
2013
20
Rendimiento bruto y de operación Evolución 2012 a 2013 Ps. MM
-19.6%
905,339
(20,223)
(144,483) (3,960)
2012
Rendimiento bruto
Otros ingresos (gastos)
(8,697)
Gastos de Gastos de distribución y administración transportación
727,976
2013
21
Rendimiento neto y Utilidad integral Composición del Rendimiento neto 2013 Ps. MM
727,976
(29,539)
(3,948)
Evolución 2012-2013 de Utilidad integral Ps. MM
1,451
630,008
(865,032) Rendimiento Costo de operación financiero
84,140
(169,093)
Utilidad Participación Impuestos y Rendimiento 1 (pérdida) en en resultados derechos (pérdida) cambios neto
(374,175) (177,363) 2012
Rendimiento Otros (pérdida) resultados neto integrales
2013
(1) Participación en resultados de cias. no consolidadas, asociadas y otras
22
Deuda consolidada al 31 de diciembre de 2013 Ps. MM
Deuda PMI Deuda Petróleos Mexicanos Corto Plazo Largo Plazo
6.9% 236,947 81,401 786,859
(191,145) (94,366) (96,779)
155,546
841,239
5,265
3,313
90,504
114,241
760,493
750,734
672,618
Deuda total 2012
(80,746)
Actividades de 1 financiamiento
Pago de deuda
Ganancia cambiaria
Otros
2
Deuda total 2013
Efectivo y equivalentes de efectivo
Deuda neta 2013
667,624
Deuda neta 2012
Perfil de vencimientos – Deuda consolidada1 Deuda al 31 de diciembre de 2013 US MMM1 6.2
5
6.2
5.1
5.2
10.2
4.9
5.1
5.3 3.3
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2.7
2023
2.5
2024
1.4 2025
0
0.3
0.3
2026
2027
2028
2029 ---
(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.
23
Mercados financieros Internacional Bonos del Tesoro a 10, 30 y nuevas emisiones de PEMEX
Treasuries 10 años Treasuries 30 años
4.5% Multi-tranche Pemex 2041, 6.5% USD 500 MM
3.5% 2.5%
Pemex 2023, 3.5% USD 2,100 MMMM 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
1.5% 0.5% dic-12
Pemex 2020, 3.125% EUR 1,300 MMMM
ene-13
mar-13
abr-13
jun-13
ago-13
Nacional TIIE-SWAP 5, Mbono 10 y nuevas emisiones de PEMEX 7.0% 6.5%
nov-13
ene-14 Swap TIIE 5 años Mbono 10 años
Pemex 13-2, 2024 7.82% MXN 8,500 MM
Pemex 12, 2017 TIIE28 + 3 pb MXN 2,500 MM
6.0%
sep-13
Pemex 13-2, 2024 7.19% MXN 10,400 MM
5.5% Pemex 13, 2019 TIIE28 + 6 pb MXN 5,000 MM
5.0% 4.5% 4.0% dic-12
Pemex 13, 2019 TIIE28 + 13 pb MXN 1,100 MM
Pemex 12, 2017 TIIE28 + 10 pb MXN 2,500 MM
feb-13
abr-13
jun-13
ago-13
oct-13
dic-13
feb-14 24
Inversión y financiamiento en 2014 Programa de financiamientos CAPEX
Programa US$ MMM
Fuente 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
Pemex-Exploración y Producción Pemex-Refinación
2% 2%
Pemex-Gas y Petroquímica Básica Pemex-Petroquímica
11%
85%
Deuda / Ventas Deuda / EBITDA
0.75
0.68
0.74
0.73
0.65
0.68
0.49
0.45
0.49
0.50
0.46
al 31 de mar 2011
al 30 de jun 2011
al 30 de sep 2011
al 31 de dic 2011
al 31 de mar 2012
0.85
0.68
0.70
0.76
0.48
0.46
0.47
0.50
0.52
al 31 de dic 2012
al 31 de mar 2013
al 30 de jun 2013
al 30 de sep 2013
al 31 de dic 2013
0.63
0.69
0.47
0.45
al 30 de jun 2012
al 30 de sep 2012
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.
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Principales aspectos 2013 • 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.
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