Generalidades: El presupuesto destinado a la inversión del 2014, ha sido publicada la propuesta dentro del presupuesto de egresos notándose un incremento en el mismo, pero las variables operativas como la producción se mantienen, esto se podrá derivar del incremento en la perforación de pozos exploratorios y en el tipo de construcción de pozos no convencionales en algunas zonas del país, asi mismo la terminación y colocación de más pozos operando durante el 2014. Los cambios al régimen fiscal de PEMEX, que entrarán en vigor hasta 2015. siendo aplicable a todos los nuevos desarrollos y existiendo la opción de migrar para los desarrollos existentes. Impuesto a los rendimientos petroleros a que se refiere esta fracción, Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios deberán realizar pagos diarios, incluyendo los días inhábiles, por un total de 2 millones 56 mil pesos durante el año. Además, el primer día hábil de cada semana del ejercicio fiscal deberán efectuar un pago por un total de 14 millones 435 mil pesos. La propuesta de gasto de inversión no ha variado con relación a lo aprobado en noviembre, solo varia en esta el precio del Barril para venta. Los objetivos centralizados para el 2014 será: a) Perforar Pozos: Exploratorios 67 Pozos - Desarrollo 455 Pozos b) Recordando que el factor de éxito en exploración es del 40% y 95% a según información de PEMEX al cierre del 2012. c) Producir: Petróleo Crudo Anual 930,750 Diario 2,520 (miles de) barriles Gas natural Anual 2,285,265.9 Diario 6,690 (Millones de) pies cúbicos Condensados Anual 16,547.6 Diario 38.4 (miles de) barriles Petrolíferos Anual 490,011 Diario 1,289.5 (miles de) barriles d) Mantener la producción de crudo pesado y ligero; restituir el 100 por ciento de reservas probadas; e) mantener la producción de gas para satisfacer la demanda interna en el mediano plazo Prohibida la Reproducción parcial o total sin la autorización de Ramses Alejandro Pech Razo 1
Finanzas de PEMEX Propuesto 2014 2013 2012 2011 Estimado Ventas de PEMEX 1224.7 1238.5 1646.9 1558.4-1.11% -24.80% 5.68% Ganancia antes de Impuestos 673.6 681.2 905.2 767.5-1.11% -24.75% 17.94% Impuestos 671.2 678.8 902.6 874.6-1.11% -24.80% 3.20% Gancia Neta Total 2.38 2.40 2.60-107.10 Presupuesto en MM de pesos Pozos MB MB -1.11% -7.59% -102.43% PEMEX 399.83 326.37 301.136 238.75 22.51% 8.38% 26.13% PEP - PEMEX 301.67 251.90 243.64 188.61 19.76% 3.39% 29.17% Exploracion 67 41 53 54 63.41% -22.64% -1.85% Desarrollo 455 615 772 1,016-26.02% -20.34% -24.02% Aceite 2,520 2,550 2,551 2,550-1.18% -0.04% 0.04% Gas 6,690 6,261 6,166 6,524 6.85% 1.54% -5.49% Ventas Internas de Crudo 1,270 1,313 1,331 1,359-3.27% -1.35% -2.06% Exportacion de Crudo 1,170 1,183 1,149 1,108 Precio del Barril Ley de Ingresos -1% 3% 3.70% 81 86 84 73-5.81% 2.38% 15.07% Precio del Barril promedio de la mezcla 99 98 102 101 1.02% -3.92% 0.99% Prohibida la Reproducción parcial o total sin la autorización de Ramses Alejandro Pech Razo 2
Importancia de PEMEX Los ingresos petroleros estimados para 2014 muestran una contracción del 5.1 por ciento al monto aprobado en 2013 como resultado menor producción de crudo, precio del petróleo y el tipo de cambio. Producción de petróleo Para la proyección de ingresos petroleros, se utiliza una plataforma de producción de PEMEX consistente con la propuesta por la Secretaría de Energía al Titular del Ejecutivo Federal de acuerdo con los artículos 33 fracciones XVII y XXI de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal y 4 fracciones I y IV de la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos. De esta forma se espera que en 2014 las plataformas de producción y exportación de crudo sean de 2,520 y 1,170 mbd, respectivamente. El supuesto de una producción estable durante 2014 con respecto al cierre estimado para 2013 es congruente con el número de pozos que se encuentran en operación y con la productividad de cada uno de ellos, así como con la cantidad producida de la reserva remanente de los yacimientos del país, según las tendencias de la producción y la capacidad instalada de PEMEX. Evolución reciente de la plataforma de producción de petróleo La plataforma de producción de petróleo de PEMEX ha registrado una caída importante durante la última década. A partir de 2004 y hasta 2009, se observó una reducción importante en la producción de crudo atribuida, primordialmente, a la caída en la producción en el yacimiento de Cantarell, el cual era el campo más importante del país. En ese periodo, la producción se redujo alrededor de 23 por ciento, contribuyendo significativamente a la caída de 25.4 por ciento que se ha observado de 2004 a 2013. Prohibida la Reproducción parcial o total sin la autorización de Ramses Alejandro Pech Razo 3
Sin embargo, de 2010 a 2012, la producción de petróleo se estabilizó en un nivel promedio de aproximadamente 2,550 mbd, nivel significativamente inferior a los observados a principios de la última década. Asimismo, durante 2013 se materializó una vez más una disminución de la plataforma de producción, ya que de enero a julio se ha observado un nivel promedio de 2,523 mbd.. Los ingresos petroleros representan un promedio del 35% al 40% respecto a los ingresos, en donde los factores de riesgo que se ligan directamente esta: Precio del petróleo El precio internacional del crudo tiene efectos sobre las finanzas públicas en varios sentidos: un mayor precio incrementa los ingresos por exportaciones de petróleo, pero también aumenta los gastos por importación de hidrocarburos para PEMEX. Se estima que el efecto neto de la variación de un dólar en el promedio anual del precio del petróleo sobre los ingresos petroleros del sector público es equivalente a un aumento de 0.02 por ciento del PIB estimado para 2014. Este contexto, si bien el crudo de referencia West Texas Intermediate (WTI) registró un precio promedio del 1 de enero al 23 de agosto de 96.9 dpb, incrementándose 3.0 por ciento (2.8 dpb) con relación al precio promedio de 2012 (94.1 dpb), para el 23 de agosto el precio se ubicó en 106.6 dpb. Por su parte, el Brent registró un precio promedio del 1 de enero al 23 de agosto de 107.7 dpb, disminuyendo 3.5 por ciento (-3.9 dpb) con relación al precio promedio de 2012 (111.6 dpb). El 23 de agosto, el precio del Brent se ubicó en 109.9 dpb. Prohibida la Reproducción parcial o total sin la autorización de Ramses Alejandro Pech Razo 4
Desde principios de 2011, el precio de la mezcla mexicana de exportación había sido mayor al Observado en el WTI; sin embargo, esta tendencia se revirtió a partir del 26 de junio, debido al inicio de operaciones de nuevos oleoductos que se instalaron para reducir los niveles de inventarios de Cushing, Oklahoma, que es el principal punto de entrega del WTI. En el periodo referido, el precio de la mezcla mexicana fue de 100.9 dpb en promedio, menor en 0.9 por ciento (-0.9 dpb) con respecto al precio promedio de 2012 (101.8 dpb). Sin embargo, al igual que el precio del WTI, el de la mezcla mexicana se encuentra sujeto a riesgos asociados con la evolución económica global. Al 23 de agosto el precio de la mezcla se ubicó en 101.0 dpb y ha registrado una volatilidad significativa a lo largo del año. El diferencial entre el WTI y la mezcla mexicana se mantuvo en niveles negativos hasta finales de junio, promediando -5.7 dpb (-6.1 por ciento del precio del WTI) en lo transcurrido de 2013. El diferencial entre el Brent y la mezcla mexicana promedió 6.4 dpb (5.9 por ciento del precio del Brent) en el mismo periodo. Plataforma petrolera El nivel de los ingresos petroleros es determinado por la plataforma petrolera a través de los ingresos por extracción de petróleo. Se estima que una disminución de 50 mbd en la extracción de crudo genera una caída de 16.5 mmp en los ingresos petroleros. En base lo anterior es necesario comprender que la inversión de pemex y hacia pemex no puede disminuir, debido a que el gasto de hoy día se aplicara no como inversión si no de mantenimiento de la producción, en base a la reincorporación de reservas y de nuevos campos prospectivos para una explotación. Prohibida la Reproducción parcial o total sin la autorización de Ramses Alejandro Pech Razo 5
La evolución esperada de la producción del 2014 al 2018 dependerá del comportamiento que muestre el precio de referencia de la mezcla mexicana de petróleo y la producción, exportación, demanda e importaciones de petróleo, petrolíferos y gas natural, principalmente. El análisis realizado por la SHCP para la el precio de referencia del barril de la mezcla mexicana de petróleo arroja un precio de referencia de 81 dólares por barril para 2014, el cual mantedran al 2019 en 77 dolares por barril. Prohibida la Reproducción parcial o total sin la autorización de Ramses Alejandro Pech Razo 6
Esto se ve reflejado en donde deberá invertir pemex para poder tener el mantenimiento de la producción obejtivo para el 2014 en adelante. Esta forma se espera que la plataforma de producción de crudo presente una tendencia ascendente al pasar de 2,621 mbd en 2015 a 3,083 mbd en 2019, derivada de la producción adicional resultante de la Reforma Energética. Asimismo, este escenario supone que la plataforma de exportación aumentará de 2015 a 2019 en 35 por ciento, alcanzando un nivel de 1,699 mbd en 2019. Uno de los objetivos estratégicos de PEMEX es incrementar la producción de hidrocarburos mediante la implementación de mejores prácticas para administrar la declinación de los campos, el desarrollo de campos de crudo extrapesado y la aceleración de la entrada a producción de nuevos campos. Para lograr este objetivo se requiere la modificación en las prácticas de operación, la introducción de nuevas estrategias de explotación y la instalación de infraestructura para la perforación en desarrollo en los pozos existentes. Tomando en consideración lo anterior, la producción considera un supuesto de un crecimiento moderado durante el periodo referido. Con base en los volúmenes estimados y la evolución esperada de los precios internacionales, se prevé que los ingresos petroleros aumenten 11.2 por ciento real promedio anual entre 2014 y 2019, resultado de un escenario moderado en los precios internacionales con un crecimiento de la plataforma de producción derivada de los beneficios de la Reforma Energética. Como proporción del PIB pasarán de un nivel estimado de 7.0 por ciento en 2014 a 9.2 por ciento en 2019. Con base en los volúmenes estimados y la evolución esperada de los precios internacionales, se prevé que los ingresos petroleros aumenten 11.2 por ciento real promedio anual entre 2014 y 2019, resultado de un escenario moderado en los precios internacionales con un crecimiento de la plataforma de producción derivada de los beneficios de la Reforma Energética. Como proporción del PIB pasarán de un nivel estimado de 7.0 por ciento en 2014 a 9.2 por ciento en 2019. Prohibida la Reproducción parcial o total sin la autorización de Ramses Alejandro Pech Razo 7
Prohibida la Reproducción parcial o total sin la autorización de Ramses Alejandro Pech Razo 8
Programa Presupuestario SHCP 2011-2014 12.9 12.9 12.9 12.9 Proyectos de infraestructura económica de hidrocarburos 2014 Propuesto 2013 Aprobado 2012 Aprobado 2011 Aprobado Reingenieria del Sistema de Recuperacion Secundaria delcampo Tamaulipas- Constituciones M.N. USD M.N. USD M.N. USD M.N. USD 2,987,900,276 231,620,176.43 2,003,520,853.00 155,311,694.03 2,999,422,785 232,513,394 3,443,949,895 266,972,860 49.13% Integral Arenque 1,604,864,971 124,408,137.29 397,719,542 30,830,972.25 3,105,362,321 240,725,761 2,937,834,233 227,739,088 303.52% Burgos 19,596,976,866 1,519,145,493.49 11,831,368,498 917,160,348.68 18,104,153,796 1,403,422,775 20,789,581,602 1,611,595,473 65.64% Cantarell 35,485,775,652 2,750,835,321.86 36,822,676,750 2,854,471,065.89 49,545,560,294 3,840,741,108 52,881,544,733 4,099,344,553-3.63% Delta del Grijalva 7,436,927,569 576,506,013.10 5,851,886,901 453,634,643.49 6,033,476,188 467,711,332 6,154,461,576 477,090,045 27.09% Programa Estratégico de Gas 305,782,876 23,704,098.91 45,800,243,029 3,550,406,436 43,426,782,212 3,366,417,226-100.00% Integral Ayin-Alux 441,110,515 34,194,613.57 138,168,374 10,710,726.67 1,086,708,169 84,240,943 1,418,075,295 109,928,317 219.26% Integral Caan - 2,250,567,342 174,462,585 2,890,029,691 224,033,309 Proyecto Aceite Terciario del Golfo 13,083,187,531 1,014,200,583.80 17,635,498,764 1,367,092,927.44 18,322,347,593 1,420,337,023 20,649,359,504 1,600,725,543-25.81% Integral Bellota-Chinchorro 5,242,355,756 406,384,167.13 4,674,189,388 362,340,262.64 4,496,820,846 348,590,763 5,481,483,994 424,921,240 12.16% Integral Cactus Sitio-Grande 4,752,834,131 368,436,754.34 4,120,293,403 319,402,589.38 2,264,217,271 175,520,719 2,481,102,806 192,333,551 15.35% Integral Cárdenas - 1,306,351,951 101,267,593 830,953,460 64,414,997 Integral Carmito-Artesa 12,845,041 995,739.61 785,267,542 60,873,453 640,380,623 49,641,909-100.00% Integral Complejo Antonio J. Bermudez 12,567,683,617 974,239,040.08 10,781,909,068 835,806,904.50 13,579,183,064 1,052,649,850 12,789,296,892 991,418,364 16.56% Integral Chuc 16,019,921,123 1,241,854,350.62 15,913,146,374 1,233,577,238.29 11,261,165,738 872,958,584 7,026,687,773 544,704,479 0.67% Integral Ek-Balam 6,815,092,776 528,301,765.58 4,573,114,845 354,505,026.74 5,266,990,635 408,293,848 3,374,621,688 261,598,580 49.03% Integral El Golpe-Puerto Ceiba 2,431,633,428 188,498,715.35 2,933,576,976 227,409,067.91 2,321,131,272 179,932,657 2,569,489,354 199,185,221-17.11% Integral Jujo-Tecominoacán 5,303,811,386 411,148,169.46 5,497,577,749 426,168,817.75 5,657,138,497 438,537,868 6,593,958,118 511,159,544-3.52% Integral Ku-Maloob-Zaap 44,503,156,783 3,449,857,114.96 38,558,910,262 2,989,062,811.01 39,362,829,066 3,051,382,098 30,738,670,949 2,382,842,709 15.42% Integral Och-Uech-Kax - 1,178,107,923 91,326,196 1,608,478,567 124,688,261 Integral Poza Rica 6,121,121,953 474,505,577.75 4,461,266,813 345,834,636.67 2,715,252,243 210,484,670 4,995,422,939 387,242,088 37.21% Integral Yaxche 8,792,757,980 681,609,145.74 5,273,782,165 408,820,322.87 5,359,877,339 415,494,367 6,105,844,296 473,321,263 66.73% Integral Lakach 12,009,000,000 930,930,232.56 3,567,933,311 276,583,977.60 1,524,000,001 118,139,535 762,862,371 59,136,618 236.58% 2013 vs 2014 Proyecto de Exploración Campeche Oriente 2,551,037,976 197,754,881.86 2,973,785,676 230,526,021.40 3,619,594,585 280,588,728 Proyecto de Exploración Comalcalco 3,134,486,640 242,983,460.47 3,898,183,772 302,184,788.53 1,201,942,317 93,173,823 Proyecto de Exploración Alosa 54,954,000 4,260,000.00 48,269,331 3,741,808.60 Proyecto de Exploración Oyamel 17,978,000 1,393,643.41 13,333,338 1,033,592.09 Proyecto de Exploración Pakal 414,930,000 32,165,116.28 386,076,600 29,928,418.60-14.22% -19.59% 13.85% 34.83% 7.47% Prohibida la Reproducción parcial o total sin la autorización de Ramses Alejandro Pech Razo 9
Proyecto de Exploración Area Perdido 10,335,374,026 801,191,784.96 7,497,446,052 581,197,368.37 Proyecto de Exploración Cuichapa 1,448,670,600 112,300,046.51 2,005,740,475 155,483,757.75 Proyecto de Exploración Uchukil 2,064,404,710 160,031,372.87 2,099,168,667 162,726,253.26 Proyecto Integral Cuenca de Macuspana 1,770,107,175 137,217,610.47 916,248,751 71,027,034.96 Proyecto de Exploración Lebranche 63,467,980 4,919,998.45 175,343,343 13,592,507.21 Proyecto Costero Terrestre 1,120,000,003 86,821,705.66 375,309,776 29,093,781.09 Proyecto de Exploración Chalabil 4,442,982,053 344,417,213.41 5,774,464,030 447,632,870.54 Proyecto Ogarrio - Sánchez Magallanes 5,531,939,630 428,832,529.46 5,454,929,259 422,862,733.26 Proyecto de Exploración Holok 3,588,068,024 278,144,808.06 5,243,752,634 406,492,452.25 Proyecto de Exploración Han 796,896,988 61,774,960.31 1,388,523,802 107,637,504.03 Proyecto Ixtal-Manik 4,894,059,066 379,384,423.72 2,678,288,202 207,619,240.47 Proyecto Tsimin Xux 21,694,710,095 1,681,760,472.48 17,081,924,495 1,324,180,193 Proyecto de Exploración Tlancanan 209,620,000 16,249,612.40 395,554,017 30,663,102 Proyecto Lankahuasa 2,000,790,028 155,100,002.17 37.85% -27.77% -1.66% 93.19% -63.80% 198.42% -23.06% 1.41% -31.57% -42.61% 82.73% 27.00% -47.01% Proyecto Aceite y Gas en Lutitas 2,574,001,000 199,534,961.24 Proyecto Crudo Ligero Marino 16,688,969,926 1,293,718,598.9 13,271,042,066 Proyecto Integral de Veracruz 6,190,981,419 479,921,040.2 6,321,532,695 25.75% -2.07% Proyecto de Exploración Han 296,784,541,652 23,006,553,616 253,354,084,934 18,121,047,300 249,147,711,807 19,313,776,109 240,590,872,571 18,650,455,238 17.14% Otros Proyectos no directo a activos integrales Adquisición de diez equipos de perforación Terrestres 265,670,394 Adquisición de 10 plataformas autoelevables de perforacion marina 1 Adquisición de 5 equipos modulares de perforacion marina 1 Proyecto de adquisición de 2 plataformas autoelevables 40,400,000 Proyecto de adquisición de 4 Equipos Modulares de Perforacion 513,669,776 Otros Proyectos 1,145,345,007 88,786,434.65 2,250,990,463 174,495,384.73 1,956,883,718 151,696,412 2,332,660,043 180,826,360-49.12% Mantenimientos de infraestructura 1,591,473,238 123,370,018.45 712,426,120 55,226,831.01 695,923,544 53,947,562 647,515,493 50,194,999 123.39% Estudios de pre inversión 1,235,089,673 95,743,385.50 24,000,000 1,860,465.12 50,000,000 3,875,969 41,973,197 3,253,736 5046.21% Programas de Adquisiciones 96,687,948 7,495,189.77 11,198,483 868,099.46 49,480,931 3,835,731 25,869,194 2,005,364 763.40% Subtotal 4,888,336,038.00 315,395,028.37 2,998,615,066.00 232,450,780.31 2,752,288,193.00 213,355,673.88 3,048,017,927.00 236,280,459.46 63.02% Total Presupuesto de PEMEX Exploración y Producción 301,672,877,690 23,321,948,645 256,352,700,000 18,353,498,081 251,900,000,000 19,527,131,783 243,638,890,498 18,886,735,698 17.68% Prohibida la Reproducción parcial o total sin la autorización de Ramses Alejandro Pech Razo 10
Observaciones al presupuesto (cabe mencionar que en los últimos años, la propuesta no varía en comparación con lo aprobado por el congreso y senadores): a) Existe a de un incremento en las actividades del Área de Arenque, reactivando esta área. En la reparación de pozos y algunas perforaciones de Pozos. b) El activo Burgos presenta un incremento de inversión derivado del incremento de actividad en reparación de pozos, perforación en Shale Gas/Oil e inversión en infraestructura. c) Cantarell se mantienen la inversión y ligada al mantenimiento de producción en el sentido de hacer la declinación en forma suave. d) ATG presenta una disminución de presupuesto del 26% respecto al 2013. Reduciendo en la perforación la actividad y aumentando la misma en actividad en reparación e terminación de pozos. e) KUMAZA un aumento en la inversión para mantener y reducir la tendencia de la declinación en forma suave. f) El proyecto Lakach presenta incremento de inversión para efectuar la explotación adecuada del yacimiento. g) Area de Perdido la inversión crece 37.85% ante la perforación de pozos de Agua Profundas. h) Incluye el proyecto de Aceite y Gas en Lutitas. Prohibida la Reproducción parcial o total sin la autorización de Ramses Alejandro Pech Razo 11
Régimen fiscal para PEMEX: El nuevo régimen fiscal propuesto se basa en una estructura moderna, en un contrato que se formalizará entre PEMEX y el Estado. Para capturar la renta petrolera y los impuestos por la actividad industrial, el régimen fiscal considera los siguientes elementos: Cuota superficial, por la parte del área contractual que no se encuentre en la fase de extracción de hidrocarburos. Ello funciona como un incentivo a PEMEX para no retrasar el desarrollo de las áreas Pago por el valor de la producción. Se establece un porcentaje moderado, de alrededor de 10 por ciento, del valor de la producción. Este cumple las funciones de las regalías por la extracción de los hidrocarburos. Distribución de la utilidad operativa entre el Estado y PEMEX. Ésta se divide de acuerdo a porcentajes preestablecidos, que se ajustan de acuerdo a la rentabilidad acumulada del contrato. Para el cálculo de esta utilidad operativa, se reconocen, a lo largo de la vida productiva del contrato, todos los costos por la exploración y extracción, sujetos a un límite por periodo, para modular la velocidad en la que se amortizan las inversiones Pago del impuesto sobre la renta. Por los ingresos derivados de estas actividades, PEMEX pagará ISR, como cualquier otra empresa en México. Pago de dividendos. Se transparenta la decisión entre tomar las utilidades, a través de la figura de dividendo estatal o reinvertirlas. Por otra parte, la propuesta también considera mecanismos para el adecuado control y registro de los costos, las inversiones y la producción, velando por una continua transparencia y rendición de cuentas a la sociedad. Dada la importancia de PEMEX en las finanzas públicas, se prevé una migración gradual de las actividades de exploración y producción a este nuevo régimen y que la reforma al régimen fiscal entre en vigor a partir de enero de 2015. Sin embargo, se prevé que PEMEX podrá iniciar la migración del esquema actual al de contratos de utilidad compartida con el Estado inmediatamente. Con ello, se agiliza la instrumentación del esquema y se posibilita ampliar su alcance a una mayor cantidad de proyectos. Por otro lado, atendiendo al manejo responsable de las finanzas públicas, se contemplan niveles mínimos de dividendo estatal que PEMEX deberá entregar al Estado año con año. Estos niveles se fijan para el primer año en que se encuentre en vigor esta Ley, como mínimo en 30 por ciento de los ingresos generados por los contratos de utilidad compartida. Gradualmente, estos niveles mínimos se reducen, hasta eliminarse en el año 2026. La propuesta flexibiliza la carga fiscal, adecuándola a las condiciones inciertas de precios, costos y retos operativos que día con día enfrenta PEMEX. Así, se considera un régimen progresivo, en el cual se permite a la entidad recuperar la totalidad de los costos incurridos para la exploración y extracción de hidrocarburos, y a los ingresos para el Estado aumentar conforme se incrementa la rentabilidad de las operaciones, ya sea por el aumento de precios, la reducción de los costos o que se trate de yacimientos de mayor tamaño. Gracias a este diseño, se promueve una mayor alineación de incentivos entre el Estado y PEMEX. Prohibida la Reproducción parcial o total sin la autorización de Ramses Alejandro Pech Razo 12
Con el cambio propuesto, se generan incentivos para que PEMEX conduzca niveles óptimos de exploración, inversión y extracción de hidrocarburos, de conformidad con una política energética nacional, moderna y transparente. En materia presupuestaria y de deuda también se hacen modificaciones y se otorga mayor Autonomía, de manera que ahora PEMEX y sus organismos subsidiarios podrán ejercer su Presupuesto de manera directa, sin transitar por procesos de autorización ante Hacienda. El Director General de PEMEX elaborará el anteproyecto de presupuesto consolidado para se incluido en el Presupuesto de Egresos de la Federación, y para el cual deberá enviar a Hacienda un escenario indicativo de sus metas de balance financiero para los siguientes 5 años, metas de balance primario y financiero para el año que se presupuesta, techos globales de inversión, operación y servicios personales. Así, PEMEX podrá operar de manera flexible y eficiente, cuidando en todo momento la transparencia y considerando su naturaleza de entidad paraestatal de la Administración Pública Federal. Por su parte, el régimen de deuda de PEMEX se consolida en un solo instrumento normativo, además que procura reducir procesos redundantes y mecanismos obsoletos del régimen de deuda actual. Prohibida la Reproducción parcial o total sin la autorización de Ramses Alejandro Pech Razo 13
Variables Macroeconómicas a considerar en 2012: Prohibida la Reproducción parcial o total sin la autorización de Ramses Alejandro Pech Razo 14
Prohibida la Reproducción parcial o total sin la autorización de Ramses Alejandro Pech Razo 15