Este documento presenta información financiera y operativa de PEMEX para inversionistas. Resalta que la producción se ha mantenido estable a pesar de pronósticos a la baja, gracias a esfuerzos operativos. También destaca que PEMEX opera con costos competitivos en comparación con otras petroleras internacionales. Finalmente, advierte que las proyecciones a futuro están sujetas a variabilidad por factores externos.

1. Presentación a Inversionistas
Enero 2013

2. Advertencia respecto a proyecciones a futuro
y nota precautoria (1/3)
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
 Salvo la información presupuestal y la información volumétrica, la información financiera de este reporte se refiere
a estados financieros preliminares consolidados elaborados conforme a las Normas de Información Financiera (NIF)
en México emitidas por el Consejo Mexicano para la Investigación y Desarrollo de Normas de Información Financiera
(CINIF).
— De conformidad con la NIF B-10 “Efectos de la inflación”, las cifras de 2010 y 2011 de los estados financieros
están expresadas en términos nominales.
— De conformidad con la NIF B-3 “Estado de resultados” y la NIF C-10 “Instrumentos financieros derivados y
operaciones de cobertura”, el rendimiento y costo financiero del Resultado integral de financiamiento incluyen el
efecto de derivados financieros.
— El EBITDA es una medida no contemplada en las NIF emitidas por el CINIF.
 La información presupuestal está elaborada conforme a las Normas Gubernamentales, por lo que no incluye a las
compañías subsidiarias de Petróleos Mexicanos.
Conversiones cambiarias
 A menos que este especificado diferente, 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 septiembre de 2012 de Ps. 12.8521 = 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.
1

3. Advertencia respecto a proyecciones a futuro
y nota precautoria (2/3)
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
 La información de reservas de hidrocarburos fue dictaminada favorablemente por la Comisión Nacional de Hidrocarburos el 24
de febrero de 2012 con base en su resolución CNH.E.01.001/12 tal y como se señala en los términos del artículo 10 del
Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo. Solo resta la publicación por
parte de la Secretaría de Energía tal y como se señala en el artículo 33, fracción XX de la Ley Orgánica de la Administración
Pública Federal.
 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. Huasteca, 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.
2

4. Advertencia respecto a proyecciones a futuro
y nota precautoria (3/3)
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.
3

5. Contenido
Logros Retos Resultados

6. 5
Logros
•Estabilización de la producción
•Diversificación de proyectos
•Incremento de la tasa de restitución de reservas
•Nuevos modelos de negocios
•Mejor estrategia de explotación en
ATG/Chicontepec
•Contratos Integrales
•Nuevos procesos de compras y adquisiciones
•Sustentabilidad y protección ambiental
Reforma
2008
Plan de
Negocios
Programa
Operativo
Programa de
Inversión

7. 1,464 1,432 1,410 1,382 1,396 1,431 1,402 1,400 1,380 1,390 1,390
835 830 835 839 845 784 777 826 832 831 826
308 316 322 332 330 342 346 321 325 319 325
2,607 2,578 2,567 2,552 2,572 2,558 2,525 2,547 2,537 2,540 2,541
1T10 2T10 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11 4T11 1T12 2T12 3T12
Super Ligero Ligero Pesado
6
Producción estable
Se han realizado importantes esfuerzos operativos
para estabilizar la producción.
Mbd

8. Contra los pronósticos, la producción se
ha mantenido estable
Millones de barriles por día
3.01
3.13
3.18
3.37
3.38
3.33
3.26
3.08
2.79 2.60 2.58
2.55
2.57
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 internacional 2009 *
Proyeccion internacional 2010 *
Proyeccion internacional 2011 *
Plan de Negocios
Proyección
Diferencia vs. real 2011
(MMbd) (%)
Valor
(MMusd)
2009 - 0.19 - 7 7,040
2010 - 0.22 - 8 7,966
2011 - 0.13 - 5 4,837
* Promedio de las proyecciones
de: EIA Annual Energy Outlook;OPEC World Oil Outlook y P&G Global Petroleum Market Outlook
** 2012 estimado de cierre
Plan de Negocios escenario 1
Estimación del valor de las diferencias con precio de 101 Usd/bl

9. 0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011
Pronóstico
Actual
Producción s/Cantarell
Cantarell
TACC1: 7.9%
Mbd
(1) Tasa anual de crecimiento compuesto.
Note: TACC de México de 2005-2011 fue -4.4%.
Fuente: Purvin & Gertz 2005-2011
La producción de PEMEX depende hoy
de un mayor numero de activos
productivos
Evolución de la producción de petróleo
crudo

10. Pemex opera con costos competitivos
a) Fuente: Forma 20F 2010
b) Promedio trianual
c) Incluye gastos indirectos de Admón.
(1) Fuente: Reportes anuales y reportes de la SEC 2010
(2) Cálculo con base en John S. Herold, Operational Summary;
Reportes anuales e informes a la SEC 2010.
Costos de Produccióna
USD @ 2011 / bpce
Costos de exploración y desarrollo b,c
USD @ 2011 / bpce
Costos de Producción1
USD @ 2011 / bpce
Costos de exploración y desarrollo2
USD @ 2011 / bpce
4.61 5.1
6.44
5.09 5.38
6.12
2006 2007 2008 2009 2010 2011
13.48 12.17 11.27 12.48 13.24
16.13
2006 2007 2008 2009 2010 2011
13.98
12.89
11.0
10.86
10.08
9.70
9.45
7.19
6.57
6.12
Chevron
Petrobras
Shell
Eni
BP
Conoco
Exxon
Statoil
Total
Pemex
27.99
21.47
18.71
16.13
14.85
14.24
13.92
12.86
11.85
9.71
Statoil
Chevron
Eni
Pemex
Petrobras
Conoco
Exxon
Total
BP
Shell

11. Aumento sostenido en tasa de restitución
de reservas
1.5
1.3 1.4
2.4 2.3
2.0
2.2
2.4
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 E
Inversión en Exploración
Miles de millones de dólares
Se alcanzó la meta
de restitución de
reservas 1P del
100% antes de los
establecido en el
plan de negocios.
“E” se refiere a estimado.
22.7% 26.4%
41.0%
50.3%
71.8% 77.1%
85.8%
101.1%
56.9% 59.2% 59.7% 65.7%
102.1%
128.7%
103.9% 107.6%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
1P 3P
Tasa de Restitución de Reservas

12. Pemex esta dentro de las empresas con
mayor incorporación de reservas
1428
1819
1455
1182
995 947
688
PEMEX EXXON CHEVRON SHELL PETROBRAS* BP (GLOBAL)* STATOIL
Incorporación de reservas probadas (1P) por exploración y reclasificación. 2011
(Mmbpce)
* Incluye adquisición y venta de reservas
Fuente: IHS Herold

13. Cuenca
Prod.
Acum.
Reservas
Recursos
Prospectivos
1P 2P 3P Conv.
No
Conv.
Sureste 44.3 12.1 18.2 24.4 20.1
Tampico
Misantla
6.4 1.0 7.0 17.7 2.5 30.7
Burgos 2.3 0.4 0.6 0.8 2.9 12.9
Veracruz 0.7 0.2 0.2 0.2 1.6 0.6
Sabinas 0.1 0.0 0.0 0.0 0.4 16.0
Aguas
Profundas
0.0 0.1 0.2 0.7 26.6
Plataforma
Yucatán
0.5
Total 53.7 13.8 26.2 43.8 54.6 60.2
Miles de millones de barriles de petróleo crudo
equivalente
Proyectos
exploratorios
Proyectos de
desarrollo y
explotación
México tiene un gran potencial petrolero
Cuencas productoras
Crudo y Gas
Gas
Sureste
Veracruz
Tampico-
Misantla
BurgosSabinas
Golfo de
México
Exploración en
aguas profundas
PEMEX cuenta con un gran
potencial en reservas de
hidrocarburos convencionales
Plataforma
Yucatán
12

14. Principales descubrimientos 2006-2011
Reservas 3P
Millones de barriles de petróleo crudo equivalente
1,156.7
889.4
852.1
591.0
464.9
340.0
335.9
194.6
180.9
164.7
143.2
135.0
122.2
112.7
111.7
104.0
Tsimin
Kayab
Xux
Ayatsil
Trion
Pit
Kinbe
Bricol
Lakach
Piklis
Tekel
Lalail
Kuil
Homol
Terra
Pareto
Utsil
500.0350.0
Aceite pesado
Aceite ligero
Gas y condensados
Gas húmedo
13
Principales descubrimientos 2011
Campo Kinbe
 Aguas Territoriales del Golfo de México sobre un tirante
de agua de 22 metros
 El pozo Kinbe-1 aportó un producción inicial de 4,800 bpd
de aceite de ligero de 37 °API
Campo Pareto
 Mayor descubrimiento de aceite en la Región Sur.
 Poducción inicial cercana a los 4,000 bpd de aceite ligero
(43° API)
Campo Emergente (Shale Gas)
 Primer descubrimiento comercial en este tipo de rocas.
 Incorporación de reservas totales o 3P de 81 MMMpc de
gas natural
 Continúa con la actividad exploratoria (perforación los
pozos Montañes-1, Nómada-1 y Percutor-1)

15. La aplicación de nuevas tecnologías ha
dado resultados en Chicontepec
14
Sector 1
Sector 2
Sector 3
Sector 4
Sector 5
Sector 6
Sector 7
Sector 8
Agua Fría
Presidente Alemán
Remolino
Coralillo
Coyotes
5 laboratorios
Laboratorios de campo
Mbd
Actividades clave
 Prácticas operativas
(perforación de pozos)
 Recuperación mejorada
 Reducción de costos
 Mejora en tasas de
declinación
Mbd
0
10
20
30
40
50
60
70
80
07-09 12-09 05-10 10-10 03-11 08-11 01-12 06-12 11-12
Crudo Pesado Crudo Ligero
35 mbd
75 mbd

16. Contratos Integrales: Campos Maduros
Campo Empresa Contratada
Tarifa contratada
US$/b
Inversión mínima
US$MM
Magallanes Petrofac Facilities Mngt. Ltd. 5.01 205
Santuario Petrofac Facilities Mngt. Ltd. 5.01 117
Carrizo Dowell Schlumberger 9.40 33
Campo Empresa Contratada
Tarifa contratada
US$/b
Inversión mínima
US$MM
Altamira Cheiron Holdings Limited 5.01 33
Panuco
Petrofac Facilities Mngt. Ltd.
- Dowell Schlumberger
7.00 35
Tierra
Blanca
Monclova Pirineos Gas –
Alfacit del Norte
4.12 24
San Andrés
Monclova Pirineos Gas –
Alfacit del Norte
3.49 24
Arenque Petrofac Facilities Mngt. Ltd. 7.90 50
2011 2012 Después del 2012
Campos Maduros en las Regiones
Sur y Norte
Campos Maduros en la Región
Norte y Chicontepec
Aguas Profundas
Ronda
ProducciónIncremental(Mbd)
1er
2da
55
70

17. • Análisis integral de
oferta y demanda
• Estrategia de
ejecución de corto,
mediano y largo
plazo
• Nuevo marco legal
• Mayor poder de
negociación
• Identificar y aprovechar
oportunidades de
mercado
• Mejores términos y
condiciones de
contratación
• Importante generación
de ahorros
Mejoras en Procesos de Compras y
Adquisiciones (1/2)

18. Arrendamiento
Financiero
Compra de
contado
Ahorro1
25%
Mejoras en Procesos de Compras y
Adquisiciones (2/2)
Consumo
promedio
de 185 a 200
MTA2
(1) Estimado.
(2) Miles de toneladas anuales.
Ahorro1
MMPs. 465
VS
Esquema
de renta
tradicional
Nuevo esquema
de renta
Ahorro1
18% - 20%
Ahorro1
35%Plataformas
Tubos perforación
Flota
Arrendamiento
financiero
Nuevo
esquema de
contratación

19. 18
Sustentabilidad y Protección Ambiental
Cogeneración
=
Reducción CO2
=
Ingresos
Adicionales
Nuevo
Pemex
CPQ.
Morelos
CPQ.
Cangrejera
900 MTCO2 e/año
= US$MM5.6
430 MTCO2 e/año =
US$MM2.6
410 MTCO2 e/año
= US$MM2.6
15.6 14.9 13.9 14.3
25.6
21.8
17.9 14.1
6.6
7
7.1
6.8
7
6.5
6.6
6.4
2008 2009 2010 2011
PPQ PGPB PEP PREF
Meta1 de reducción de
emisiones de CO2 de 2009 a
2012 = 9.94 Mmton, con
respecto a 2008
54.8
50.2
45.4
41.5
(1) Fuente: PECC.
(*) Estimado.
Emisiones de CO2 (MMton)
Reducción total de
emisiones de CO2 de 2009 a
2011 = 13.3 Mmton, con
respecto a 2008
-24%

20. Contenido
Logros Retos Resultados

21. 20
Retos
• Incremento en producción
• Aguas profundas
• Recursos Shale
• Ejecución de mejoras operativas y
administrativas
• Modernización y ampliación de capacidad
instalada
• Fortalecimiento de la industria petrolera
• Plataforma de
producción
• Avances
tecnológicos y
operativos
• Fortalecimiento
de procesos
operativos

22. PEMEX tiene un gran potencial
2,700 3,000
Histórico Proyección
0
1,000
2,000
3,000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Ku-Maloob-Zaap
Aceite Terciario del GolfoCantarell
Explotación
Exploración
Ayatsil Tekel
Tsimin Xux
Contratos
Integrales
Contratos
Integrales ATG
Inversión (MMM$) 257 293 317 314 296 298 301
Miles de barriles diarios

23. Actividad en Aguas Profundas
 Inversión total 2002-2011: 49
mil millones de pesos.
 Información sísmica 3D :
107,762 km2
 Pozos perforados:21. De los
cuales 11 son productores.
 Reservas 3P descubiertas: 736
Mmbpce.
 Índice de éxito comercial:
47%.
 PEMEX ha establecido
acuerdos de colaboración con:
Shell, BP, Petrobras, Intec,
Heerema, Pegasus, etc.
 Durante el 2012 se programo
la perforación de 6 pozos de
los cuales 3 fueron exitosos, 2
se encuentran en perforación
y uno fue no exitoso
Trion-1 y Supremus-1, otorgan mayor certidumbre a los recursos
prospectivos del proyecto Área Perdido, que podrían ascender a 13 mil
millones de barriles de petróleo crudo equivalente

24. Pemex está preparado para desarrollar
los recursos de shale
0 400 800 Kilómetros200
Chihuahua
Sabinas
Burro-Picachos
Burgos MZ
Tampico-
Misantla
Veracruz
Gas seco
Gas y condensado
Aceite
República Mexicana
Gas y aceite en
estudio
os
Burro-Picachos
Burgos MZ
Tampico-
Misantla
Veracruz
Gas seco
Gas y condensado
Aceite
Gas y aceite en
estudioEn
estudio
 PEMEX ha identificado 200 oportunidades
exploratorias.
 PEMEX estima recursos prospectivos de gas
lutitas de 150 a 459 MMMpc, que representan
de 2.5 a 7 veces las reservas 3P convencionales
de gas de México.
 De acuerdo a la Agencia Internacional de
Energía, los recursos de gas lutitas podrían
alcanzar 681 MMMpc, considerándose la cuarta
reserva más grande a nivel mundial.
 Los pozos Habano-1 y -1 Emergente han
verificado la continuación de gas húmedo y gas
seco en las zona de Eagle Ford.
 El pozo Percutor-1, que produce gas seco,
confirmó la continuación de la zona de Eagle
Ford en la región de Sabinas.
 Los pozos Nómada-1 y Montañés 1-están en
fase de terminación en las zonas de aceite y
gas húmedo, respectivamente.

25. 24
Procesos Industriales
Refinación
Mejoras operativas,
administrativas y
estructurales
Capturar
Oportunidades
Económicas
Gas y
Petroquímica
Básica
Ampliar la red de
ductos en el norte y
centro del país
Incrementar
capacidad de
trasporte y proceso
de gas natural
Petroquímica
Implementar y
desarrollar nuevos
modelos de negocio
Impulsar el
crecimiento de
cadenas de mayor
valor agregado

26. Refinación: Programa de Mejora de
Desempeño Operativo (MDO)
Fuente: MDO
85
52
62
10
21
230Total
Fase de monitoreo
Implementación/
con capital
Implementación
Desarollo
Fase conceptual 0
569
382
Total 1,170
Fase de monitoreo
Implementación/
con capital
Implementación
109
Desarollo
Fase conceptual
230 oportunidades identificadas en 4 de 6
refinerías…
…equivalentes a 1.2 miles de millones de dólares
una vez capturadas por completo
No. de oportunidades Million USD per annum
 Valor económico suma una ganancia neta de ~3.39 USD/barril, basado en precios de octubre de 2010.
 Solo 9.5% de las inciativas asumen gastos de capital.
110

27. Fortalecimiento de la industria petrolera
Tiempo
Flexibilidad y gobierno
corporativo
Operación como empresa
Competencia de
Pemex en el mercado
nacional e
internacional
Organismo autónomo
Ente comercial:
no paraestatalidad
Industria abierta
Factores
críticos
Posibles estados terminales
Banxico
Saudiaramco Petronas
Petrochina Sinopec
Statoil/Noruega
Petrobras/Brasil
Ecopetrol/Colombia
26
Nuevo Gobierno
Corporativo (OECD)
Saneamiento financiero
Independencia
presupuestal
Bonos ciudadanos
Emisión de acciones
Contrataciones no sujetas
a LA ni a LOP
Cambio constitucional
(paraestatalidad)
Autonomía en materia de
control y remuneraciones
Competencia por
concesiones
Mercado de productos
finales abierto
Cambio constitucional
(áreas estratégicas)

28. Contenido
Logros Retos Resultados

29. 28
2011 2012
Variación
2011 2012
Miles de Millones de
pesos
Miles de Millones de
dólares
Ventas totales1 392.1 408.9 4.3% 30.5 31.8
Rendimiento bruto 181.6 205.6 13.2% 14.1 16.0
Rendimiento de operación 200.8 221.3 10.2% 15.6 17.2
Rendimiento antes de
Impuestos y derechos
131.2 247.3 88.5% 10.2 19.2
Impuestos y derechos 212.8 223.4 5.0% 16.6 17.4
Rendimiento (pérdida) neta (81.5) 23.9 (6.3) 1.9
EBITDA2 253.2 282.8 11.7% 19.7 22.0
(1) Excluye IEPS.
(2) Ingresos antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización.
Tercer trimestre Tercer trimestre
Principales resultados financieros 3T12

30. 29
13.8
15.6 14.9
18.6
20.8
19.1
23.2
25.4
30.4 30.0
27.3
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 E 2013 E 2014 E 2015 E 2016 E
 Las cifras son nominales y pueden no coincidir por redondeo.
 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. 13.18/U.S.$1 para el 2012 y de Ps.12.9 para
2013 en adelante.
 Incluye el CAPEX complementario no programado
2.0% Pemex-
Petroquímica
17% Pemex-
Refinación
2.0%
Pemex-Gas y
Petroquímica
Básica
Pemex-
Exploración y
Producción
79%
Presupuesto de Inversión
Miles de millones de dólares
4.4
19.9

31. Usos y fuentes esperados en 2013
Miles de millones de dólares
5.2
37.3
4.9
22.4
9.8
26.0
6.4
Caja inicial Recursos
generados por la
operación
Financiamiento Total Inversión total
(CAPEX)
Pago de deuda Caja final
Fuentes Usos
6.7
Endeudamiento neto: 3.3 USD
Precio: 85.0 USD/b
Tipo de cambios: Ps.12.9/USD
Producción de crudo: 2,550 Mbd
Exportación de crudo: 1,184 Mbd
30

32. Programa de financiamientos 2012
cierre preliminar
* No incluye líneas revolventes.
** Monto máximo aprobado.
Nota: Cifras pueden no coincidir por redondeo.
Principales Emisiones
 Bono por USD$2.1 mil millones, cupón 4.875%,
vencimiento en 2022
 Bono por CHF$0.3 mil millones, cupón 2.5%,
vencimiento en 2019
 Bono por AUD$0.15 mil millones, cupón 6.125%,
vencimiento en 2017
 Bono por USD$1.75 mil millones, cupón 5.50%,
vencimiento en 2044
 Bono Garantizado por USD$1.2 mil millones.
Vencimiento en 2022 “Exim-Bonds” 3 tranches
2.0%, 1.95% y 1.75%, respectivamente.
 Reapertura Bono por USD$1.0 mil millones, cupón
5.50%, vencimiento en 2044
 Cebures por Ps$25 mil millones en tres tramos:
o Ps$10 mil millones reapertura cupón 7.65%,
vencimiento en 2021
o Ps$11.5 mil millones cupón TIIE + 18pb vencimiento en
2017
o UDI 0.7 mil millones cupón 3.02% y vencimiento en 2028
Fuente
Monto
USD
Miles de millones
Mercados Internacionales 5.3
Dólares 4.9
Otros Mercados 0.5
Mercado Nacional 2.1
CEBURES 1.9
BANCARIOS 0.2
Agencias de Crédito a la
Exportación (ECAs)
1.5
Otros 0.6
Emisiones totales** 9.5
Pago de deuda 6.1
Endeudamiento neto** 3.4

33. Fuente
Monto
USD
Miles 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
Programa de Financiamientos 2013E
100% = 9.8 miles de millones de dólares/126.4
miles de millones de pesos
40.8%
25.5%
15.3%
10.2%
Mercados Internacionales
Mercado Nacional
Agencias de Crédito a la Exportación (ECAs)
Otros
Programa autorizado de financiamientos
2013

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