Resultados preliminares al segundo trimestre de 2013 26 de julio, 2013

Advertencia respecto a proyecciones a futuro y nota precautoria (1/2) 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 30 de junio de 2013 de Ps. 12.9502 = 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.

1

Advertencia respecto a proyecciones a futuro y nota precautoria (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.. 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; 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.

2

Contenido

Principales aspectos Exploración y producción Organismos industriales Resultados financieros Preguntas y respuestas

3

Principales Aspectos 2T13 • Los ingresos totales ascendieron a Ps. 393.2 miles de millones.

• El costo de ventas disminuyó 12.2%. • La producción de hidrocarburos promedió 3,644 Mbpced.

• La producción de crudo promedió 2,516 Mbd. • Los impuestos causados durante el periodo alcanzaron Ps. 208.3 miles de millones.

• Durante el trimestre, el EBITDA fue de Ps. 265 miles de millones.

4

Entorno 2T13 Precios del Crudo US$/barril

125 120

Prom 2T12: 99.97 US$/b

Brent

4.50 4.00

Prom 2T13: 96.93 US$/b

115 110

3.50

105

95 Mezcla Mexicana

85

3.20 3.00

Prom 2T13: 4.01 US$/MMBtu

2.50

90

3.40

Prom 2T12: 2.28 US$/MMBtu

3.00

100

80 3/12

Precios del Gas Natural US$/MMBtu

6/12

9/12

12/12

3/13

2.00

6/13

Precios de la Gasolina Regular en la Costa Norte del Golfo de Mexico US$/Gal

1.50 3/12

6/12

9/12

12/12

3/13

6/13

Tipo de Cambio Ps./US$

14.50 14.00

Prom 2T12: 2.80 US$/Gal

Jun 30, 2013: 12.9502 Pesos/US$

13.50

2.80 13.00 2.60 Prom 2T13: 2.69 US$/Gal

2.40 2.20 3/12

6/12

9/12

12/12

3/13

12.50

6/13

12.00 3/12

Jun 30, 2012: 13.6530 Pesos/US$ 6/12

9/12

12/12

3/13

6/13 5

Contenido

Principales aspectos Exploración y producción Organismos industriales Resultados financieros Preguntas y respuestas

6

Producción de crudo Mbd

2,545

2,546

2,561

2,544

2,516

13%

13%

13%

13%

12%

33%

32%

33%

33%

33%

54%

55%

54%

54%

55%

25%

75%

Marina 2T12

3T12

4T12 Pesado

Ligero

1T13

Terrestre

2T13

Superligero

Producción diaria 2,700 2,400 2,100

• Durante el segundo

1,800

trimestre de 2013 la producción de crudo promedió 2,516 Mbd

1,500 1,200 900 600 300

01-ene-13

01-feb-13

01-mar-13

Crudo pesado

01-abr-13 Crudo ligero

01-may-13

01-jun-13

Crudo superligero 7

Producción de Gas Natural Producción de gas natural1 MMpcd 5,675

5,626

5,664

5,769

5,558

35%

33%

32%

33%

32%

65%

67%

68%

67%

68%

2T12

3T12

4T12

1T13

2T13

Asociado

2T12

3T12

Terrestre

Envío de gas a la atmósfera / Total de gas producido

• El aprovechamiento 1.9%

1.7%

97

Marina

Envío de gas a la atmósfera (MMpcd)

2.9%

112

63%

No asociado

Envío de gas a la atmósfera MMpcd

2.0%

37%

1.5% 162

4T12

85

108

1T13

2T13

de gas natural fue mayor al 98.1%

(1) No incluye nitrógeno.

8

Infraestructura de operación Equipos de perforación Promedio 174 17

Exploración 169 21

162 19

153 15

149 17

157

143

138

132

147

2T12

3T12

4T12 1T13 Desarrollo Exploración

2T13

Pozos en operación Promedio 9,328

9,652

9,696

9,983

9,816

3,395

3,463

3,259

3,350

3,314

5,933

6,189

6,437

6,632

6,501

2T12

3T12 Crudo

4T12 1T13 Gas no asociado

2T13

57%

Marinos

8

318

329 255

3T12

4T12 Desarrollo

1T13

Exploración

Marinos

7 2T13

En tierra

En tierra 94%

Información sísmica

Km

Km2

7,861 6,063

1,807 6,791

600 100

4,210

1,226 991

2T12

6,000 4,000

811

606

10,000 8,000

5,310

1,100 184

2T12

En tierra

Marinos

1,600 4

290

70%

6%

2,100

15

30%

43%

Terminación de Pozos 11

Desarrollo

2,000 -

3T12

4T12

2D (Km)

1T13

2

2T13

3D (Km ) 9

Tercera Ronda de Contratos Integrales

La tercera ronda de contratos integrales de realizó el 11 de julio de 2013

Soledad

Miquetla

Huamapa

Reservas 3P (Mmbpce)

Fecha de adjudicación

Soledad

134

11-jul-13

Petrolite de México

0.49

Miquetla

248

11-jul-13

Operadora de Campos DWF

0.98

Humapa

341

11-jul-13

Halliburton de México

0.01

Bloque

Empresa contratada

Tarifa USD/b

10

Contenido

Principales aspectos Exploración y producción Organismos industriales Resultados financieros Preguntas y respuestas

11

Proceso de crudo Proceso de crudo Mbd

556

468

464

495

512

696

699

721

742

786

2T12

3T12

4T12

1T13

2T13

Crudo ligero

Producción de petrolíferos Mbd 1,394 1,306 91 56 76 56 211 208

Crudo pesado

1,460 94 61 206

1,305 89 57 193

1,373 92 63 207

291

295

303

291

272

257

283

298

433

404

415

425

462

2T12

3T12

4T12

1T13

2T13

312

Gasolinas automotrices

Combustóleo

Diesel

GLP

En mayo de 2013, PEMEX alcanzó el volumen de producción de gasolinas más alto de los últimos 40 meses.

340

Turbosina

1

Otros*

(1) Incluye parafinas, extracto de furfural, aeroflex, asfalto, lubricantes, coque, aceite cíclico ligero y otras gasolinas.

12

Proceso de gas natural y producción de gas seco y de líquidos del gas natural Proceso MMpcd

Gas húmedo dulce

4,507

4,344

4,134

1,056

960

3,451

2T12

Gas húmedo amargo

4,481

4,253

850

1,148

1,089

3,384

3,284

3,334

3,164

3T12

4T12

1T13

2T13 Gas seco de plantas (MMpcd)

Producción MMpcd 3,759

3,711

3,600

3,579

3,600

3,494 382

3,400

373

361

354

1T13

2T13

333

3,200 2T12

3T12

4T12

520 490 460 430 400 370 340 310

Mbd

MMpcd

3,800

Líquidos del gas natural (Mbd) 1

(1) Incluye el proceso de condensados.

13

Producción de Petroquímicos Mt

Otros*

1,358 1,080 304 1

16 363

344

282

112

405

1,028 257

116

111 75

312

253

110 83

Propileno y derivados Aromáticos y derivados

1,179

1,171

1

90

146

306

336

346

345

323

347

343

45 2T12

9 3T12

9 4T12

9 1T13

18 2T13

Derivados del etano Derivados del metano Básicos

(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.

14

Contenido

Principales aspectos Exploración y producción Organismos industriales Resultados financieros Preguntas y respuestas

15

Principales resultados financieros 2T13 segundo trimestre 2012

segundo trimestre

2013

Miles de Millones de pesos

20123

Variación

2013

Miles de Millones de dólares

Ventas totales1

406.1

393.2

(3.2%)

29.7

30.4

Rendimiento bruto

196.3

208.8

6.4%

14.4

16.1

Rendimiento de operación

230.6

197.3

(14.4%)

16.9

15.2

Rendimiento antes de Impuestos y derechos

184.9

159.3

(13.8%)

13.5

12.3

Impuestos y derechos

218.5

208.3

(4.7%)

16.0

16.1

Rendimiento (pérdida) neta

(33.6)

(49.0)

(45.9%)

(2.4)

(3.8)

EBITDA2

289.2

265.0

(8.4%)

21.2

20.5

(1) Excluye IEPS. (2) Ingresos antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización. (3) Al tipo de cambio de cierre al 30 de junio de 2012: Ps.13.6530 por dólar estadounidense.

16

Ventas Totales Comparación 2T13 vs. 2T12 Ps. MM

-3.2% 18,660

(32,275)

406,066

2T12

Nacionales

Exportación

700

393,151

Ingresos por servicios

2T13

17

Costo de Ventas y Gastos Generales Evolución 2T12 a 2T13 Ps. MM Costo de Ventas, Gastos Generales -8.4% 237,893

2T12

(25,494)

Costo de ventas

5,617

218,016

Gastos generales

2T13

18

Resultado Integral de Financiamiento 2T13 Integración Ps. MM

2,376

(11,892)

(28,640)

7,368 (38,155)

(45,524) 2T12

Variación

Rendimiento financiero

Costo financiero

(38,155)

Utilidad (pérdida) Resultado integral por variación de financiamiento cambiaria

2T13

Tipo de cambio Pesos por dólar Al 31 de mar 2013

12.3546

Al 30 de jun 2013

12.9502

19

Impuestos y Derechos 2T13 vs. 2T12 Ps. MM

-4.7% 22,318

64,134

218,507

208,314

185,996

154,373

Impuestos totales

IEPS acreditable

2T12

Impuestos por pagar

Impuestos totales

IEPS acreditable

Impuestos por pagar

2T13

20

Evolución del Rendimiento Neto del 2T12 al 2T13 Ps. MM

19,877

(39,941)

(33,579) 10,193 (12,915)

2T12

Ventas totales

7,368

Costo de ventas y gastos generales

Otros 1 ingresos

RIF

(48,997)

Impuestos y derechos

2T13

(1) Incluye la variación en la participación de subsidiarias y asociadas que no consolidan de Ps. 257.2 millones

21

Flujo de Efectivo Consolidado al 30 de junio de 2013 Ps. MM Líneas revolventes de PMI

107,640

349,138

69,103 122,263

38,537

Financiamiento Corp.

(130,299) 82,739 47,560

(18,123)

(87,661)

119,235

Caja al inicio del año

Recursos Actividades Flujo generados por de disponible 2 la operación 1 financiamiento

Pago de deuda

Intereses pagados

Inversiones

2

(8,388)

106,750

Impuestos

Caja al final del periodo 3

(1) Neto de impuestos (2) Excluye Contratos de Obra Pública Financiada. (3) Incluye un efecto de Ps.2081.7 millones por cambios en el valor del efectivo.

22

Deuda Consolidada al 30 de junio de 2013 Ps. MM

Líneas Revolventes Líneas no Revolventes Corto Plazo Largo Plazo

-3.4%

786,859

107,640

(130,299)

69,103

(82,739)

(4,115)

130

760,214

114,241

92,598

672,618

667,616

Deuda total al 31 de dic 2012

Actividades de financiamiento

1

Pago de deuda

Ganancia cambiaria

Otros

2

Deuda total al 30 de jun 2013

(106,750)

Efectivo y equivalentes de efectivo

653,465

667,624

Deuda neta al 30 de jun 2013

Deuda neta al 31 de dic 2012

Deuda / Ventas 0.49

0.46

0.45

al 30 de jun 2011

0.50

al 30 de sep 2011

0.48

0.47

al 31 de dic al 31 de mar al 30 de jun 2011 2012 2012

0.45

al 30 de sep 2012

0.46

0.47

al 31 de dic al 31 de mar al 30 de jun 2012 2013 2013

(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

Principales Aspectos 2T13 • Los ingresos totales ascendieron a Ps. 393.2 miles de millones.

• El costo de ventas disminuyó 12.2%. • La producción de hidrocarburos promedió 3,644 Mbpced.

• La producción de crudo promedió 2,516 Mbd. • Los impuestos causados durante el periodo alcanzaron Ps. 208.3 miles de millones.

• Durante el trimestre, el EBITDA fue de Ps. 265 miles de millones.

24

Contenido

Principales aspectos Exploración y producción Organismos industriales Resultados financieros Preguntas y respuestas

25

Relación con Inversionistas (+52 55) 1944 - 9700 [email protected] @PEMEX_RI