Embed Size (px)
Citation preview
Resultados preliminares
al primer semestre de 2012
Julio 27, 2012
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 30 de junio de
2012 de Ps. 13.6530 = 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
Entorno 1S12
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
Principales Aspectos 1S12
4
• Los ingresos totales ascendieron a Ps. 817.4 miles de millones.
• La producción de hidrocarburos alcanzó 3,687 Mbpced.
• La producción de crudo alcanzó 2,538 Mbd.
• Los impuestos causados durante el periodo alcanzaron Ps. 465.3 miles
de millones.
• Durante los primeros seis meses del año, el EBITDA fue de Ps. 597.6
miles de millones, el monto semestral más alto en la historia de PEMEX.
El máximo anterior se presentó en la segunda mitad del 2011, periodo
en que se registraron Ps. 545.7 miles de millones.
• Durante los primeros seis meses de 2012, PEMEX registró un
rendimiento neto de Ps. 7.9 miles de millones.
Contenido
5
Principales aspectos
Entorno 1S12
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
Entorno 1S12
6
70
80
90
100
110
120
130
1/11 3/11 5/11 7/11 9/11 11/11 1/12 3/12 5/12
Precios del Crudo US$/barril
Prom 1S12
106.15 US$/b Mezcla
Mexicana
Brent
Prom 1S11:
99.06 US$/b
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
4.5
5.0
5.5
1/11 3/11 5/11 7/11 9/11 11/11 1/12 3/12 5/12
Precios del Gas Natural US$/MMBtu
Prom 1S11:
4.3 US$/MMBtu
Prom 1S12:
2.4 US$/MMBtu
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
1/11 3/11 5/11 7/11 9/11 11/11 1/12 3/12 5/12
Precios de la Gasolina Regular en la Costa Norte del Golfo de Mexico
US$/Gal
Prom1S11:
2.78 US$/Gal
Prom 1S12:
2.88 US$/Gal
11.00
11.50
12.00
12.50
13.00
13.50
14.00
14.50
1/11 3/11 5/11 7/11 9/11 11/11 1/12 3/12 5/12
Tipo de Cambio Ps./US$
Prom:11.89
Inicio:13.99
Inicio:12.36
Cierre:11.84
Prom:13.26
Cierre:13.65
Contenido
7
Principales aspectos
Entorno 1S12
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
-
300
600
900
1,200
1,500
1,800
2,100
2,400
2,700
1/2012 2/2012 3/2012 4/2012 5/2012 6/2012
Producción diaria
Crudo pesado Crudo ligero Cudo superligero
Producción de crudo
8
Mbd
• Durante el primer
semestre de 2012 la
producción de petróleo
crudo fue estable
54% 55%
33% 33%
13% 12%
2,565
2,537 2,540
2,538
1S11 1T12 2T12 1S12
Pesado Ligero Superligero
75%
25%
Marina Terrestre
MMbd
3.01
3.13 3.18
3.37 3.38
3.33 3.26
3.08
2.79 2.60 2.58 2.55 2.58
1.70
1.90
2.10
2.30
2.50
2.70
2.90
3.10
3.30
3.50
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Real Proyeccion EIA 2009
Proyección EIA 2010 Proyección EIA 2011
Plan de Negocios
2012 estimado de cierre, enero-mayo real, junio POM y julio-diciembre programa
Fuente: EIA (Energy Infomation Administration) Annual Energy Outlook, sólo considera producción de petróleo crudo
Plan de Negocios 2013-2017 escenario 1
Proyección Diferencia vs. real 2011
(MMbd) (%)
EIA 2009 - 0.06 - 2.5
EIA 2010 - 0.32 - 12.6
EIA 2011 - 0.13 - 5.3
Proyección EIA vs. Producción real
9
Producción de crudo - Diversificación
10
0
100
200
300
400
500
600
ene-11 abr-11 jul-11 oct-11 ene-12 abr-12
Producción Activo Cantarell (Mbd)
Los esfuerzos
tecnológicos y
operativos en el
proyecto ATG han
continuado
generando resultados
favorables.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Producción Aceite Terciario del Golfo (Mbd)
Crudo ligero
Crudo pesado
Takín
Kutz Ixtoc Ek
Akal
0
20
40
60
80
100
120
ene-11 abr-11 jul-11 oct-11 ene-12 abr-12
Producción Campo Sihil (Mbd)
Nohoch Sihil
Chac
Balam
113%
37%
Producción de Gas Natural
11
• El aprovechamiento
de gas natural
ascendió a 97.8%.
(1) No incluye nitrógeno.
64% 64%
36% 36%
6,052
5,742 5,675
5,708
1S11 1T12 2T12 1S12
Producción de gas natural1 MMpcd
Asociado No asociado
34%
66%
Marina Terrestre
286
137 112 124
4.7%
2.4% 2.0%
2.2%
1S11 1T12 2T12 1S12
Envío de gas a la atmósfera MMpcd
Envío de gas a laatmósfera (MMpcd)
Envío de gas a laatmósfera / Total de gasproducido
Exploración 1S12
12
PEMEX continuo la adquisición de
información sísmica durante el primer
semestre de 2012
PEMEX
Principales descubrimientos del primer semestre de 2012
Proyecto Pozo Era geológica Producción inicial Tipo de
hidrocarburo
Crudo y
condensados
(bd)
Gas
(MMpcd)
Burgos Percutor-1 Cretácico Superior
Eagle Ford 2.171 Gas seco
2T12 Habano-1 Cretácico Superior
Eagle Ford 27 2.771 Gas y condensado
Litoral de
Tabasco Kunah-1 Mioceno Inferior 143 33.9 Gas húmedo
Veracruz Gasífero-1 Mioceno Medio
Inferior 820.0 0.3 Aceite ligero 1T12
Exploración de recursos en lutitas Exploración en aguas profundas
13%
8%
25%
2,232.9 km2
54%
Campeche Oriente Crudo Ligero Marino
Ayatzil Tekel Golfo de México Sur
Aguas
Profundas
13
2a Ronda Contratos Integrales
Altamira
Pánuco
Tierra Blanca
San Andrés
Altamira 13.0
Pánuco 132.0
San Andrés 100.0
Tierra Blanca 37.0
Recursos Prospectivos (MMbpce)
Producción
Actual
(Mbd)
Reservas
1P
(MMbpce)
Reservas
3P
(MMbpce)
Tarifa
US$/b
Inv.
Mínima
US$MM
Compañía Ganadora
Altamira 1.0 2.0 11.0 5.01 33 Cheiron Holdings Limited
Panuco 3.0 8.0 50.0 7 35 Petrofac Facilities Mngt.
Ltd. + Dowell Schlumberger
San
Andrés 1.0 6.0 31.0 3.49 24
Monclova Pirineos Gas –
Alfacit del Norte
Tierra
Blanca 2.0 5.0 6.0 4.12 24
Monclova Pirineos Gas –
Alfacit del Norte
Total 7.0 21.0 98.0
Producción
Incremental
70 Mbd
Contenido
14
Principales aspectos
Entorno 1S12
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
406 427
309 283
274 306
211 208
57 57 65 86 1,362
1,343 1,391
1,367
1S11 1T12 2T12 1S12
Producción de petrolíferos Mt Otros
Turbosina
GLP
Diesel
Combustóleo
Gasolinas automotrices
Proceso de crudo
15
1
(1) Incluye parafinas, extracto de furfural, aeroflex, asfalto, lubricantes, coque, aceite cíclico ligero y otras gasolinas.
740 687
424 537
1,194 1,252
1,323 1,343 1,391 1,367
1S11 1T12 2T12 1S12
Proceso de crudo Mbd
Crudo pesado
Crudo ligero
Producción de petrolíferos
Reconfiguración de Minatitlán
16
• Incremento de la
capacidad de
procesamiento de crudo
de 135 a 246 Mbd
• Incremento de la
proporción de manejo
de aceites pesados con
un nuevo tren de
refinación
• Mejor calidad de
productos destilados de
bajo contenido de
azufre
• Obtención de coque
para ser comercializado
como combustible
• Menor producción de
combustóleo
0%
20%
40%
60%
80%
100%
1T10 2T10 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11 4T11 1T12 2T12
Maya Istmo
8 5 7 4 5 5 6 6 8 7
42 34 43 42 41 40 37 36 51 65
6 5
9 13 12 12 13 12 13
15 39 29
44 40 37 34 34 31
42
65 68
58
65 67 67 65 62 68 44
25 17
22
22 20 12 14 10 12 3
1 10
22 178
153
190 186 174 170
162 165 170
201
1T10 2T10 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11 4T11 1T12 2T12
gas licuado gasolina gas seco
diesel combustóleo amorfa de cangrejera
coque
Proceso de gas natural y producción de gas
seco y de líquidos del gas natural
17
(1) No incluye el proceso de condensados.
3,485 3,457
1,058 1,069
4,542
4,547 4,507
4,527
1S11 1T12 2T12 1S12
Proceso MMpcd
Gas húmedo dulce
Gas húmedo amargo
3,690 3,732 3,711 3,721
343
328
339 334
300
315
330
345
360
3,200
3,400
3,600
3,800
1S11 1T12 2T12 1S12
Mbd
MM
pcd
Producción MMpcd
Gas seco deplantas (MMpcd)
Líquidos del gasnatural (Mbd) 1
244 176
667 700
701 718
293
214
241
816
594
2,936
1,269
1,172
2,440
1S11 1T12 2T12 1S12
Otros
Propileno y derivados
Aromáticos y derivados
Derivados del etano
Derivados del metano
Básicos
Producción de Petroquímicos
18
1
(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
Contenido
19
Principales aspectos
Entorno 1S12
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
Principales resultados financieros 1S12
20
2011 2012
Variación
2011 2012
Miles de Millones de
pesos
Miles de Millones de
dólares
Ventas totales1 746.0 817.4 9.6% 63.0 59.9
Rendimiento bruto 390.3 421.9 8.1% 32.9 30.9
Rendimiento de operación 427.3 482.9 13.0% 36.0 35.4
Rendimiento antes de
Impuestos y derechos 436.8 473.2 8.3% 36.9 34.7
Impuestos y derechos 419.2 465.2 11.0% 35.4 34.1
Rendimiento (pérdida) neta 17.5 7.9 (54.7%) 1.4 0.58
EBITDA2 529.2 597.6 12.9% 44.7 43.8
(1) Excluye IEPS.
(2) Ingresos antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización.
Al 30 de junio Al 30 de junio
290,665 313,079
37,608 35,314 39,496 48,903
367,769 397,296
1S11 1S12
Otros
Petrolíferos
Crudo y condensados
324,326 376,846
33,753 22,914 17,387 16,840
375,466 416,600
1S11 1S12
Petroquímicos
Gas seco
Petrolíferos
746,010 817,391 41,134
29,527 720
1S11 Nacionales Exportación Ingresos por servicios
1S12
Ventas totales
21
9.6%
8.0%
Exportaciones Ventas en México
11.0%
Ps. MM
Costo de Ventas y Gastos Generales
22
Ps. MM
396,635
451,460 39,724 15,101
1S11 Costo de ventas Gastos generales 1S12
Costo de Ventas, Gastos Generales
13.8%
Resultado Integral de Financiamiento
23
9,269 (23,607)
(9,789)
4,559
1S11 Rendimiento (pérdidafinanciera) neta
Pérdida o utilidad porvariación cambiaria
1S12
Resultado Integral de Financiamiento
Impuestos y Derechos (flujo)
24
Ps. MM
419,277
465,264 426,579
51,788 (5,802) (38,685)
1S11 Derechossobre
hidrocarburos
Otrosimpuestos y
derechos
1S12 IEPSacreditable
1S12Impuestos por
pagar
Evolución del Rendimiento Neto
25
(1) Incluye la variación en la participación de subsidiarias y asociadas que no consolidan de Ps. -256.4 miles de millones.
Ps. MM
17,581
71,381
38,871 (54,825)
(19,058)
(45,987)
7,964
1S11 Ventas total Otrosingresos
Costo de ventasy gastos
generales
RIF Impuestos yderechos
1S121
Factores Externos y Estructurales
Subsidio al
gas LP
Costo de oportunidad de venta del gas LP en territorio
nacional. Es el diferencial entre el precio de referencia
internacional y el precio máximo al público fijado por
decreto por el volumen vendido.
Calidad en
gasolinas y
diesel
Paridad
importación
diesel
Los costos de logística que no se reconocen en el diesel
importado. Se mantienen precios de paridad.
El precio del productor no se ajusta al cambiar la calidad
de los combustibles automotrices.
Monto total
1S12
= 19,259
= 2,144
= 2,764
= 39,521 Límite de
deducibilidad
Es el monto de impuestos en exceso a cargo de PEP, que
se genera al deducir el límite de deducibilidad establecido
en el régimen fiscal vigente, en lugar de los costos reales.
Ps. MM
Flujo de Efectivo Contable Consolidado
al 30 de junio de 2012
27
(1) Antes de impuestos.
(2) Excluye Contratos de Obra Pública Financiada.
(3) Incluye un efecto de Ps.(1,015) millones por cambios en el valor del efectivo.
114,368
596,962
180,550 891,880
125,767
(175,284)
(16,817) (81,485)
(490,015)
Caja al iniciodel año
Recursosgenerados porla operación
Actividades de
financiamiento
Flujodisponible
Pago de deuda
Interesespagados
Inversiones Impuestos Caja al finaldel periodo 3
2
2
1
Ps. MM
Deuda Consolidada
28
(1) Excluye Contratos de Obra Pública Financiada.
(2) Incluye intereses devengados, comisiones y gastos por emisión de deuda, millones de pérdidas sobre par, Contratos de Obra Pública
Financiada y el efecto costo amortizado.
Ps. MM
-1.4%
672,657
4,351
670,796
646,323 668,786
180,550 (175,284)
110,497 101,293
(20,683) (125,767) 783,155 772,090
Deuda total4T11
Actividadesde
financiamiento
Pago dedeuda
Gananciacambiaria
Otros Deuda total1S12
Efectivo yequivalentesde efectivo
Deuda neta1S12
Deuda neta4T11
1
2
Corto plazo
Largo plazo
Mercados de Capital 2012
29
• El 24 de enero de 2012 Petróleos Mexicanos emitió un bono por U.S. $2.1 mil
millones con vencimiento en enero de 2022 y cupón semestral de 4.875%; U.S.
$100 millones fueron colocados en el mercado asiático.
• El 10 de abril Petróleos Mexicanos llevó a cabo una emisión de bonos en el
mercado internacional por un monto de 300 millones de francos suizos, a un
plazo de 7 años con vencimiento en 2019. El bono paga un cupón anual de
2.50%.
• El 26 de abril Petróleos Mexicanos llevó a cabo una emisión de bonos en el
mercado internacional por un monto de 150 millones de dólares australianos, a
un plazo de 5 años con vencimiento en 2017. El bono paga un cupón anual de
6.125%.
• El 26 de junio Petróleos Mexicanos llevó a cabo la emisión de un bono en los
mercados internacionales por un monto total de 1.75 miles de millones de
dólares, con vencimiento en junio de 2044 y pagará cupón de 5.50%.
30
Agencias de crédito a la exportación:
• El 6 de julio, Petróleos Mexicanos llevó a cabo la emisión de dos bonos garantizados por el
Export-Import Bank de los Estados Unidos de América (Ex-Im Bank) por un monto de U.S.$400
millones cada uno, con una vida media de 5.71 años, los cuales pagarán un cupón semestral de
2.0% y 1.95% respectivamente, más una prima correspondiente al seguro del Ex-Im Bank. Los
bonos vencerán el 20 de diciembre de 2022.
• El 18 de julio, Petróleos Mexicanos obtuvo un crédito bilateral con el Export Development de
Canada (EDC) por un monto de U.S.$300 millones, con vencimiento en julio de 2017, el cual
pagará una tasa de interés de 1.50% anual.
• El 26 de julio, Petróleos Mexicanos llevó a cabo la emisión de un tercer bono con la garantía del
Ex-Im Bank por un por un monto de U.S.$400 millones con una vida media de 5.65 años, el cual
pagará un cupón semestral de 1.70% mas una prima correspondiente al seguro del Ex-Im Bank. Al
igual que los bonos anteriores, este bono vencerá el 20 de diciembre de 2022.
Contratos de obra pública financiada:
• Durante el primer semestre de 2012, Petróleos Mexicanos obtuvo U.S.$312.7 millones a través
de los Contratos de Obra Pública Financiada (COPF) de Pemex-Exploración y Producción para la
explotación de yacimientos de gas natural en la cuenca de Burgos.
Programa de Financiamientos 2012
Adopción de Normas Internacionales de
Información Financiera (NIIF)
31
La Comisión Nacional Bancaria y de Valores (CNBV) emitió en enero de 2009 una
regulación que obliga a las emisoras no financieras a preparar sus estados financieros
conforme a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) a partir del
2012.
Lo anterior con el fin de garantizar la comparabilidad de la información financiera e
incrementan el nivel de transparencia de las entidades que las aplican.
Para el ejercicio contable 2012, más de 120 países han establecido a las NIIF como
obligatorias para emisores ó han permitido su uso, entre ellos destacan Argentina,
Australia, Brasil, Canadá, Francia, Alemania, así como todas las naciones integrantes
de la Unión Europea.
PEMEX adopto las NIIF a partir del 1 de enero de 2012.
Principales Aspectos 1S12
32
• Los ingresos totales ascendieron a Ps. 817.4 miles de millones.
• La producción de hidrocarburos alcanzó 3,687 Mbpced.
• La producción de crudo alcanzó 2,538 Mbd.
• Los impuestos causados durante el periodo alcanzaron Ps. 465.3 miles
de millones.
• Durante los primeros seis meses del año, el EBITDA fue de Ps. 597.6
miles de millones, el monto semestral más alto en la historia de PEMEX.
El máximo anterior se presentó en la segunda mitad del 2011, periodo
en que se registraron Ps. 545.7 miles de millones.
• Durante los primeros seis meses de 2012, PEMEX registró un
rendimiento neto de Ps. 7.9 miles de millones.
Contenido
33
Principales aspectos
Entorno 1S12
Exploración y producción
Organismos industriales
Resultados financieros
Preguntas y respuestas
Relación con Inversionistas
(+52 55) 1944 - 9700
@PEMEX_RI
