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4 de noviembre de 2005

Reporte de resultados financieros de PEMEX al 30 de septiembre de 2005

Principales aspectos financieros

PEMEX, la empresa mexicana de petróleo y gas natural dirigida por Luis Ramírez Corzo, anunció sus resultados consolidados no auditados al 30 de septiembre de 2005.

Las ventas totales se incrementaron 18% en relación al tercer trimestre de 2004, alcanzando Ps. 241.3 miles de millones (US$ 22.4 miles de millones)1

El rendimiento antes de impuestos aumentó 9% respecto al tercer trimestre de 2004, ubicándose en Ps. 144.7 miles de millones (US$13.4 miles de millones)

La pérdida neta fue de Ps. 9.9 miles de millones (US$0.9 miles de millones)

Tabla 1 Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias

Resumen de resultados financieros

Del 1 de julio al 30 de sep. de Del 1 de enero al 30 de sep. de2004 2005 Variación 2005 2004 2005 Variación 2005

(Ps. mm) (US$mm) (Ps. mm) (US$mm)Ventas totales 204,199 241,327 18% 37,128 22,364 574,429 662,344 15% 87,915 61,381

En México(1) 115,069 127,308 11% 12,239 11,798 334,413 362,526 8% 28,112 33,596 Exportaciones 89,131 114,020 28% 24,889 10,566 240,015 299,818 25% 59,803 27,785

132,628 144,652 9% 12,023 13,405 336,712 405,970 21% 69,258 37,622

Impuestos, derechos y aprovechamientos 126,806 154,595 22% 27,789 14,327 351,810 413,272 17% 61,462 38,299

5,822 (9,889) (15,711) (916) (25,745) (2,885) 22,859 (267)

EBITDA(2) 132,254 177,888 35% 45,634 16,485 363,096 470,930 30% 107,834 43,642 EBITDA / Gasto financiero bruto(3) 29.2 12.9 17.0 11.7

Rendimiento (pérdida) neto

(1) Incluye el Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS), que fue de Ps. 12,570 millones en el tercer trimestre de 2004 y Ps. 2,136 millones en el tercer trimestre de 2005.

Rendimiento antes de impuestos, derechos y aprovechamientos(1)

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

(2) Ingreso antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización. Excluye IEPS.(3) Excluye intereses capitalizados.

*Estados financieros consolidados elaborados conforme a Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados (PCGA), emitidos por el Instituto Mexicano de Contadores Públicos. Los estados financieros son no auditados. El reconocimiento de los efectos de inflación se elaboró de conformidad con los PCGA, por lo tanto, las cifras en pesos son presentadas en pesos mexicanos constantes al 30 de septiembre de 2005.

1 Los montos en dólares de E.U.A. están convertidos con el tipo de cambio del 30 de septiembre de 2005 de Ps. 10.7907 por dólar de E.U.A.

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Principales aspectos operativos

La producción total de hidrocarburos líquidos fue 3,701 Mbd, disminuyendo 3.1%: – La producción de petróleo crudo disminuyó 95 miles de barriles diarios (Mbd),

promediando 3,286 Mbd – La producción de líquidos del gas descendió 5%, ubicándose en 414 Mbd

En el tercer trimestre de 2005 la producción de gas natural alcanzó 4,839 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), aumentó 6% respecto al tercer trimestre de 2004 – El envío de gas a la atmósfera fue 4.9% de la producción total de gas natural

Las exportaciones de crudo se redujeron 6%, promediando 1,719 Mbd Aspectos operativos Exploración y producción Producción de crudo

La producción de crudo pasó de 3,382 Mbd en el tercer trimestre de 2004 a 3,286 Mbd en el tercer trimestre de 2005. Los principales aspectos que intervinieron en esta variación fueron: • El impacto del huracán Emily en el tercer trimestre de 2005 fue significativo, habiendo

ocasionado el cierre de producción de aproximadamente 107 Mbd, o 9,844 mil barriles (Mb) totales. El impacto de los huracanes Rita y Katrina fue de aproximadamente 11 Mbd, o 1,012 Mb totales. En consecuencia, la producción total de crudo pesado disminuyó 118 Mbd

• La producción total de crudo ligero y súper ligero aumentó 22 Mbd debido principalmente a la terminación y reparación de pozos en los complejos Bellota-Jujo, Samaria-Luna y Litoral de Tabasco

Tabla 2

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasProducción de hidrocarburos líquidos

Del 1 de julio al 30 de sep. de Del 1 de enero al 30 de sep. de2004 2005 Variación 2004 2005 Variación

(Mbd) (Mbd)Líquidos 3,818 3,701 -3.1% (117) 3,840 3,772 -1.8% (67)

Petróleo crudo 3,382 3,286 -2.8% (95) 3,395 3,342 -1.6% (53)Pesado 2,453 2,335 -4.8% (118) 2,468 2,408 -2.4% (59)Ligero 789 800 1.3% 10 794 797 0.3% 3Superligero 140 152 8.6% 12 133 137 2.8% 4

Líquidos del gas natural(1) 436 414 -5.1% (22) 444 430 -3.3% (15)

(1) Incluye condensados.Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.



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Producción de gas natural

La producción total de gas natural aumentó 6% respecto al tercer trimestre de 2004. La producción de gas no-asociado creció 20%, en tanto que la de gas natural asociado disminuyó 2%. El aumento en la producción de gas no-asociado se debió principalmente a la continuidad en la incorporación de nuevos pozos y obras de infraestructura en las cuencas productoras de gas natural no asociado en Burgos y Veracruz. La menor producción de gas asociado se debe principalmente a la declinación natural de la producción en el campo Muspac.

Envío de gas a la atmósfera

El envío de gas a la atmósfera representó 4.9% de la producción total de gas natural. El incremento respecto al tercer trimestre de 2004 se debió a trabajos de mantenimiento de un gasoducto de 48” que va de la Terminal Marina Dos Bocas a instalaciones de compresión en Cunduacán.

Tabla 3

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasProducción de gas natural y envío de gas a la atmósfera


(MMpcd) (MMpcd)Total 4,577 4,839 6% 262 4,568 4,781 5% 212

Asociado 2,999 2,945 -2% (54) 3,026 2,948 -3% (78)No-asociado 1,578 1,895 20% 316 1,542 1,833 19% 290

Envío de gas a la atmósfera 140 239 71% 99 159 179 12% 19Envío de gas / producción total 3.1% 4.9% 3.5% 3.7%


Pozos Durante el tercer trimestre de 2005 se redujo en 6 pozos la actividad total de perforación. Se

perforaron 14 pozos exploratorios menos que en el mismo periodo de 2004 debido un ajuste en la estrategia de exploración y una reducción en el presupuesto asignado a esta actividad. En cuanto a desarrollo, las actividades de perforación mostraron un incremento de 8 pozos. Esto se debió, principalmente, a una mayor disponibilidad de equipos de perforación en proyectos bajo el esquema de Contratos de Servicios Múltiples, en la cuenca de Burgos, y al aumento de la perforación costa afuera, especialmente en el proyecto Ku-Maloob-Zaap.



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Tabla 4

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasPerforación e inventario de pozos

Del 1 de julio al 30 de sep. de Del 1 de enero al 30 de sep. de2004 2005 Variación 2004 2005 Variación(Número de

pozos)(Número de

pozos)Pozos perforados 171 165 -4% (6) 543 562 3% 19

Desarrollo 145 153 6% 8 467 509 9% 42Exploración 26 12 -54% (14) 76 53 -30% (23)

Pozos en operación(1) 5,414 5,723 6% 309Inyección 229 238 4% 9Producción 5,185 5,485 6% 300

Crudo 3,023 3,046 1% 23Gas no asociado 2,162 2,439 13% 277

(1) Al 30 de septiembre de 2005.Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

Información sísmica

En el tercer trimestre de 2005 la información sísmica 2D disminuyó 60% respecto al mismo periodo de 2004. Esta reducción se debió, principalmente, a menor actividad en los proyectos Muzquiz y Burgos-Herrera. En lo que respecta a la información sísmica 3D se observó una disminución de 88%, principalmente en los proyectos Golfo de México “B”, Coatzacoalcos, Campeche Oriente y Golfo de México Sur. La disminución en las actividades de información sísmica 2D y 3D se debe al avance de proyectos a la fase de análisis de información previamente obtenida.

Nuevas localizaciones aprobadas

Durante el tercer trimestre de 2005 las nuevas localizaciones aprobadas disminuyeron en 2 debido, básicamente, al avance de proyectos exploratorios a fases subsecuentes de estudio.

Tabla 5

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasInformación sísmica


Sísmica2D (Km.) 1,536 619 -60% (918) 7,416 3,326 -55% (4,090) 3D (Km2) 9,604 1,106 -88% (8,498) 23,452 6,841 -71% (16,611)

46 44 -4% (2) 85 77 -9% (8)


Nuevas localizaciones aprobadas (número)



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Descubrimientos Los principales descubrimientos en el tercer trimestre de 2005:

Tabla 6

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasPrincipales descubrimientos

Proyecto 3T05 Era geológica Producción inicial Tipo

Burgos Kodiak-1 Paleoceno 0.7 MMpcd Gas natural no asociadoNiquel-1 Oligoceno 3.8 MMpcd Gas natural

- 0.1 Mbd Condensados

Veracruz Huace-1 Mioceno 5.3 MMpcd Gas natural no asociado

Proyecto Ku-Maloob-Zaap

El proyecto Ku-Maloob-Zaap, ubicado en de la Sonda de Campeche en del Golfo de México (Figura 1), está integrado por tres campos - Ku, Maloob y Zaap – que producen petróleo crudo tipo Maya con densidades de 13 a 25 grados API. El campo Maloob fue descubierto en 1979, Ku se descubrió en 1980 y Zaap en 1990. Actualmente gran parte de la producción de estos campos se obtiene a través del sistema artificial de bombeo neumático que consiste, básicamente, en la inyección de gas natural a los pozos. Los principales objetivos del proyecto Ku-Maloob-Zaap son: • Mantener la presión de los campos a través de la inyección de nitrógeno a los yacimientos • Incrementar la producción de los campos con la construcción de infraestructura y

perforación de pozos adicionales El proyecto comprende la construcción de 17 plataformas, la perforación de 103 pozos y el tendido de aproximadamente 200 kilómetros de ductos. De las 17 plataformas, siete serán de perforación, cuatro de producción, una de telecomunicaciones, cuatro habitacionales y una de enlace. En adición, se incorporará un barco de producción, almacenaje y descarga (FPSO por sus siglas en inglés) con capacidad de producción 200 Mbd de crudo, 120 MMpcd de gas y capacidad de almacenamiento de 2.2 MMb de crudo. Se espera que en 2010 la producción promedio de Ku, Maloob y Zaap alcance 800 Mbd de crudo y 330 MMpcd de gas. Se tiene contemplado terminar la instalación de todas las plataformas requeridas durante 2007. Asimismo, en 2007 se espera iniciar la operación del FPSO para incorporar producción temprana de Maloob y Zaap. En 2006 se estima tener una producción promedio diaria de aproximadamente 370 Mbd de crudo y se espera que la producción se incremente gradualmente hasta alcanzar aproximadamente 800 Mbd en 2010, conforme (i) se vaya terminando la perforación de 99 pozos de desarrollo y (ii) con el mantenimiento de la presión mediante la inyección de hasta 500 MMpcd de nitrógeno a través de cuatro pozos inyectores, la cual se espera que inicie a finales de 2006.



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Atasta

Cadereyta

Madero

Tula

Minatitlán

Salina Cruz

Salamanca

Cd. México

Refinería

Zona productora

Figura 1

Gas y petroquímica básica Proceso de gas y producción de gas seco

Durante el tercer trimestre de 2005 el proceso de gas natural en tierra se redujo 4%. Esta disminución es resultado de: • El incremento del volumen de gas natural procesado en la planta marina de tratamiento

del centro de proceso Akal-C en Cantarell, donde el gas tratado es reinyectado a los pozos para mejorar su producción

• Una menor oferta del gas húmedo amargo producido en las regiones marinas a consecuencia del cierre de instalaciones por el paso del huracán Emily

El proceso de gas húmedo dulce en tierra aumentó 6% debido al incremento de la producción en las cuencas de Burgos y Veracruz y a la operación estable de las plantas criogénicas modulares en el Centro Procesador de Gas (CPG) Burgos. La producción de gas seco promedió 3,082 MMpcd, 2% menor a la producción observada durante el tercer trimestre de 2004. La producción de líquidos del gas descendió 5% debido a la menor oferta de gas asociado.



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Tabla 7

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasProceso de gas natural y producción de gas seco


(MMpcd) (MMcfd)Proceso de gas en tierra 3,963 3,790 -4% (173) 3,961 3,897 -2% (63)

Gas húmedo amargo 3,279 3,064 -7% (215) 3,366 3,162 -6% (204)Gas húmedo dulce 684 726 6% 42 595 735 24% 140

ProducciónGas seco 3,140 3,082 -2% (57) 3,127 3,135 0% 7Líquidos del gas natural (Mbd)(1) 436 414 -5% (22) 444 430 -3% (15)

(1) Incluye condensados.Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

Planta recuperadora de azufre en el CPG Cangrejera

En agosto inició operaciones la planta recuperadora de azufre en el CPG Cangrejera. Esta planta tiene una capacidad de 10 toneladas diarias y está diseñada para recuperar el 96% del azufre contenido en la corriente de gas ácido proveniente de la sección de endulzamiento de la planta fraccionadora instalada en Cangrejera. Como resultado, se emitirá a la atmósfera un máximo de 50 kg de bióxido de azufre por tonelada de azufre procesado, cantidad 50% inferior a la establecida en la Norma Oficial Mexicana NOM-137-SEMARNAT-2003 y a parámetros internacionales.

Refinación Proceso Durante el tercer trimestre de 2005 el proceso total de crudo se redujo 1% como

consecuencia de que los procesos de corrientes pesadas y ligeras disminuyeron 1% y 2%, respectivamente. Esto se debió principalmente a condiciones climatológicas adveras en el Golfo de México, a fallas en el suministro de energía eléctrica por parte de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y a restricciones en el transporte de insumos del sureste del país a las refinerías de Madero y Cadereyta. Estas restricciones se deben a la instrumentación de medidas de seguridad con el fin de prevenir fugas en el transporte de crudo y refinados vía ductos.

Tabla 8

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasProceso de crudo


(Mbd) (Mbd)Proceso total 1,304 1,287 -1% (17) 1,322 1,301 -2% (21)

Corrientes pesadas 555 550 -1% (6) 544 549 1% 4Corrientes ligeras 749 737 -2% (11) 778 752 -3% (26)




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Producción Durante el tercer trimestre de 2005 las producciones de gasolina, diesel y combustóleo

disminuyeron 4%, 4% y 3%, respectivamente. Las producciones de gasolina y diesel se redujeron por el menor proceso de corrientes ligeras y la producción de combustóleo disminuyó debido a la acumulación de inventarios como consecuencia de la reducción en la demanda por parte de la CFE.

Tabla 9

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasProducción de refinados


(Mbd) (Mbd)Producción total 1,587 1,533 -3% (54) 1,606 1,565 -3% (41)

Gasolinas 474 453 -4% (21) 472 460 -2% (12)Combustóleo 355 345 -3% (10) 373 353 -5% (19)Diesel 323 310 -4% (13) 327 315 -4% (12)Gas licuado de petróleo (GLP) 252 240 -4% (11) 255 249 -2% (6)Turbosina 64 63 -2% (1) 65 64 -1% (1)Otros(1) 119 121 2% 2 114 123 8% 9

(1) Incluye principalmente parafinas, extracto de furfural y aeroflex.Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

Margen de refinación

En el tercer trimestre de 2005 el margen de refinación aumentó 72%, de US$3.21 a US$5.51 por barril, debido a mayores precios de productos refinados.

Franquicias El número de franquicias de estaciones de servicio se ubicó en 7,041 al 30 de septiembre de

2005, 7% mayor a las 6,562 existentes al 30 de septiembre de 2004. Petroquímicos Producción de petroquímicos

Durante el tercer trimestre de 2005 la producción de petroquímicos fue de 2,599 miles de toneladas (Mt), 3% inferior a la del mismo periodo de 2004. Esta disminución se debió, principalmente, a la menor operación de las plantas de amoniaco debido a los altos precios del gas natural. No obstante, se observaron incrementos en el polietileno de baja densidad, oxido de etileno y paraxileno (aromático) resultado de la ampliación del tercer tren de la planta de polietileno de baja densidad, el cambio de catalizador en la planta de oxido de etileno y el incremento de la capacidad de utilización de la planta de paraxileno, respectivamente, en La Cangrejera.



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Tabla 10

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasProducción de petroquímicos


(Mt) (Mt)Producción total 2,667 2,599 -3% (68) 7,922 7,959 0% 37

Derivados del metanoAmoniaco 176 130 -26% (46) 459 399 -13% (60)Metanol 50 9 -82% (41) 127 81 -36% (46)

Derivados del etanoEtileno 253 254 0% 0 764 805 5% 41Oxido de etileno 62 77 25% 16 217 259 19% 42Polietileno de baja densidad 65 77 18% 12 195 213 9% 18Polietileno de alta densidad 46 39 -14% (6) 135 124 -8% (11)

Aromáticos y derivadosTolueno 42 64 54% 23 152 191 25% 39Etilbenceno 47 44 -6% (3) 131 114 -13% (17)Benceno 31 43 41% 13 92 127 37% 35

Propileno y derivadosAcrilonitrilo 15 21 39% 6 54 53 -2% (1)Propileno 108 102 -6% (6) 312 288 -8% (25)

Otros(1) 1,774 1,740 -2% (35) 5,283 5,304 0% 22

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.(1) Incluyen glicoles, reformado pesado, oxígeno, hidrógeno, nitrógeno, acido clorhídrico, acido muriático, hexano, heptano y otros.

Proyecto Fénix

El nuevo alcance del Proyecto Fénix consiste en la ampliación del cracker de etileno de la Cangrejera y del cracker de etileno de Morelos, de 600 a 875 Mt anuales cada uno. Estas ampliaciones requerirán como insumo gasolinas naturales, las cuales serán abastecidas por PEMEX. Anteriormente estas gasolinas eran enviadas a exportación ante la falta de capacidad de proceso. Los petroquímicos intermedios producidos con estas ampliaciones servirán, a su vez, de insumo para la fabricación de polietileno y otros productos en nuevas instalaciones. Básicamente éstas son una nueva planta de polietileno y un nuevo tren de aromáticos que se contemplan construir en alianza con Grupo Idesa, S.A. de C.V., Nova Chemicals Corporation e Indelpro, S.A. de C.V.

Fusión de petroquími- cas

El 15 de septiembre de 2004 se publicó una resolución en el Diario Oficial de la Federación autorizando a la Secretaría de Energía a llevar a cabo la fusión de las siete subsidiarias de Pemex Petroquímica. Un año después, el 15 de septiembre de 2005, la Secretaría de Energía solicitó una prórroga de 6 meses.



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Comercio internacional2

Exportaciones de crudo

Durante el tercer trimestre de 2005 las exportaciones de petróleo crudo de PEMEX promediaron 1,719 Mbd, 6% menores a las registradas en el tercer trimestre de 2004. Aproximadamente 82% de las exportaciones totales de petróleo crudo estuvieron compuestas por crudo pesado (Maya) y el resto por crudo ligero y superligero (Istmo y Olmeca). El 79% del total de las exportaciones de crudo fueron destinadas a los Estados Unidos de América, mientras que el 21% restante fue distribuido a Europa (12%) y al resto del Continente Americano (9%). El precio ponderado de la mezcla mexicana de exportación se ubicó en US$49.54 por barril, comparado con US$33.49 por barril en el tercer trimestre de 2004.

Exportaciones de refinados y petroquímicos

Las exportaciones de productos refinados se ubicaron en 180 Mbd, 35% superiores a las del tercer trimestre de 2004. Lo anterior se debió a la mayor disponibilidad de residuo largo, aceite cíclico ligero, turbosina y nafta pesada. Asimismo, la turbosina exportada vía terrestre para los aeropuertos del área del sur de Texas observó un incremento considerable. Las exportaciones de petroquímicos disminuyeron 13%, o 29 Mt, situándose en 195 Mt, esto se atribuyó principalmente a menor disponibilidad de azufre, monoetilenglicol (MEG), etileno, dietilenglicol, y benceno.

Tabla 11

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasExportaciones(1)


Exportación de crudo (Mbd)(2)

Total 1,837 1,719 -6% (118) 1,837 1,793 -2% (44)Pesado 1,585 1,414 -11% (171) 1,603 1,525 -5% (79)Ligero 35 88 154% 54 15 50 229% 35Superligero 218 217 -1% (1) 219 218 0% (0)

Precio promedio (US$/b) 33.49 49.54 48% 16 30.19 41.76 38% 12Productos refinados (Mbd) 133 180 35% 46 157 184 17% 27Petroquímicos (Mt) 224 195 -13% (29) 693 676 -2% (17)

(1) Fuente: PMI. No considera operaciones con terceros de PMI.(2) Excluye maquila de crudo.Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

2 Fuente: PMI.



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Importaciones Las importaciones de gas natural promediaron 448 MMpcd, 48% inferiores a las registradas

durante el tercer trimestre de 2004. La disminución se atribuyó al incremento en la producción de PEMEX y una menor demanda nacional. Las importaciones de productos refinados aumentaron 39%, de 276 Mbd a 383 Mbd. Este incremento se debió principalmente a: • Una mayor importación de gasolina, tanto terrestre como marítima, dada la menor

producción en refinerías y un aumento en la demanda nacional • Una mayor demanda de de combustóleo para terminales de la Compañía Federal de

Electricidad (CFE) • Un aumento de las importaciones de diesel de ultra bajo azufre. Las importaciones de petroquímicos disminuyeron 5%, situándose en 91 Mt, básicamente como consecuencia de las menores importaciones de polímeros, tolueno, xilenos e isobutano.

Tabla 12

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasImportaciones(1)


Gas natural (MMpcd) 859 448 -48% (410) 754 545 -28% (209)Productos refinados (Mbd)(2) 276 383 39% 108 283 372 31% 89Petroquímicos (Mt) 95 91 -5% (5) 207 239 15% 32

(1) Fuente: PMI excepto importaciones de gas natural. No considera operaciones con terceros de PMI.(2) Incluye retorno de productos por concepto de maquila de crudo. También, 61 Mbd y 59 Mbd de GLP para el tercer trimestre de 2004 y 2005, respectivamente; y 76 Mbd y 63 Mbd de GLP para los primeros nueve meses de 2004 y 2005, respectivamente.Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

Resultados financieros al 30 de septiembre de 2005 Ventas totales Ventas totales

Durante el tercer trimestre de 2005 las ventas totales (incluyendo el impuesto especial sobre producción y servicios, IEPS) se incrementaron 18% en pesos constantes, a Ps. 241.3 miles de millones (US$22.4 miles de millones), comparado con Ps. 204.2 miles de millones en el tercer trimestre de 2004.



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Ventas en México

Las ventas en México incluyendo IEPS aumentaron 11%, de Ps. 115.1 miles de millones a Ps. 127.3 miles de millones (US$11.8 miles de millones). Las ventas en México sin IEPS aumentaron 22%, de Ps. 102.5 miles de millones a Ps. 125.2 miles de millones (US$11.6 miles de millones): • Las ventas de gas natural aumentaron 21.8%, de Ps. 17.7 miles de millones a Ps. 21.6

miles de millones (US$2.0 miles de millones). El volumen de ventas de gas natural disminuyó 7%, de 2,809 MMpcd a 2,612 MMpcd. El precio promedio de gas natural fue de US$8.12 por millón de Unidad Térmica Británica (MMBtu), mientras que en el tercer trimestre de 2004 promedió US$6.20 por MMBtu

• Las ventas de productos refinados sin IEPS aumentaron 23%, de Ps. 79.9 miles de millones a Ps. 98.3 miles de millones (US$9.1 miles de millones). El volumen de ventas de productos refinados aumentó 3%, de 1,707 Mbd a 1,756 Mbd. El IEPS causado por dichas ventas disminuyó 83%, de Ps. 12.6 miles de millones a Ps. 2.1 miles de millones (US$0.2 miles de millones). Las ventas de productos refinados con IEPS aumentaron 9%, de Ps. 92.5 miles de millones a Ps. 100.4 miles de millones (US$9.3 miles de millones)

• Las ventas de petroquímicos subieron 9%, de Ps. 4.8 miles de millones a Ps. 5.3 miles de millones (US$0.5 miles de millones). El volumen de ventas de petroquímicos aumentó 9%, de 888 Mt a 965 Mt

Tabla 13

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasVentas en México


(Ps. mm) (US$mm) (Ps. mm) (US$mm)Ventas en México incluyendo IEPS 115,069 127,308 11% 12,239 11,798 334,413 362,526 8% 28,112 33,596 Ventas en México sin IEPS 102,498 125,172 22% 22,673 11,600 286,599 344,796 20% 58,196 31,953

Gas natural 17,745 21,613 21.8% 3,867 2,003 52,131 56,576 9% 4,444 5,243 Productos refinados incluyendo IEPS 92,505 100,441 9% 7,937 9,308 269,217 290,270 8% 21,053 26,900 Productos refinados 79,935 98,305 23% 18,371 9,110 221,403 272,540 23% 51,136 25,257

IEPS 12,570 2,136 -83% (10,434) 198 47,814 17,730 -63% (30,084) 1,643 Productos petroquímicos 4,819 5,254 9% 435 487 13,065 15,680 20% 2,615 1,453



Tabla 14

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasVolumen de ventas en México(1)


Gas natural (MMpcd) 2,809 2,612 -7% (197) 2,755 2,684 -3% (71)Productos refinados (Mbd) 1,707 1,756 3% 49 1,707 1,764 3% 57

Gasolina 631 670 6% 39 627 662 6% 35Otros(1) 1,076 1,086 1% 10 1,080 1,102 2% 22

Petroquímicos (Mt) 888 965 9% 77 2,610 2,828 8% 218


(1) Incluye: 309 Mbd y 294 Mbd de GLP para el tercer trimestre de 2004 y 2005, respectivamente y 323 Mbd y 308 Mbd de GLP para los primeros nueve meses de 2004 y 2005, respectivamente.



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Exportaciones Las ventas por exportaciones fueron Ps. 114.0 miles de millones (US$10.6 miles de

millones), 28% mayores a las exportaciones registradas en el tercer trimestre de 2004 de Ps. 89.1 miles de millones. El desglose de las ventas por exportaciones durante el tercer trimestre de 2005 comparado con el mismo período de 2004 es el siguiente: • Las ventas por exportaciones de petróleo crudo y condensados aumentaron 26%, de Ps.

81.4 miles de millones a Ps. 102.4 miles de millones (US$9.5 miles de millones). El volumen de exportaciones de petróleo crudo disminuyó 6%, de 1,837 Mbd a 1,719 Mbd

• Las ventas por exportaciones de productos refinados aumentaron 55%, de Ps. 7.1 miles de millones a Ps. 11.0 miles de millones (US$1.0 miles de millones). El volumen de exportaciones de productos refinados aumentó 35%, de 133 Mbd a 180 Mbd

• Las ventas por exportaciones de petroquímicos aumentaron 6%, de Ps. 0.59 miles de millones a Ps. 0.62 miles de millones (US$0.06 miles de millones). El volumen de las exportaciones de petroquímicos disminuyó 13%, de 224 Mt a 195 Mt

Tabla 15

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasExportaciones


(Ps. mm) (US$mm) (Ps. mm) (US$mm)Exportaciones totales 89,131 114,020 28% 24,889 10,566 240,015 299,818 25% 59,803 27,785

Petróleo crudo y condensados 81,445 102,400 26% 20,955 9,490 217,330 268,562 24% 51,232 24,888 Productos refinados 7,100 10,998 55% 3,898 1,019 20,703 28,269 37% 7,566 2,620 Productos petroquímicos 585 622 6% 37 58 1,982 2,986 51% 1,004 277



Costos y gastos de operación Costos y gastos estables

Los costos y gastos de operación disminuyeron Ps. 189 millones, ubicándose en Ps. 94.5 miles de millones (US$8.8 miles de millones).

Costo de lo vendido

El costo de lo vendido disminuyó 6%, o Ps. 4.8 miles de millones, alcanzando Ps. 75.3 miles de millones (US$7.0 miles de millones). La reducción se compone principalmente por las siguientes variaciones: • Una reducción de Ps. 10.0 miles de millones en el mantenimiento operacional • Una reducción de Ps. 6.7 miles de millones en la variación de inventarios • Un incremento de Ps. 12.0 miles de millones en las importaciones de productos

Gastos de distribución

Los gastos de distribución se incrementaron 20%, de Ps. 4.7 miles de millones a Ps. 5.6 miles de millones (US$0.5 miles de millones).

Gastos de administra-ción

Los gastos de administración crecieron 37%, de Ps. 10.0 miles de millones a Ps. 13.7 miles de millones (US$1.3 mil millones).



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Costo por reserva laboral

El costo por reserva laboral aumentó 30%, de Ps. 10.4 miles de millones a Ps. 13.6 miles de millones (US$1.3 miles de millones). Este costo es prorrateado entre el costo de lo vendido, los gastos de distribución y los gastos de administración. Este incremento refleja, además del crecimiento natural de la reserva laboral, la incorporación de los servicios médicos. El incremento observado en los gastos de distribución y de administración se debe principalmente al aumento en el costo por reserva laboral.

Rendimiento de operación

Aumentó 34% El rendimiento de operación fue Ps. 146.8 miles de millones (US$13.6 miles de millones),

34% superior a la cifra comparable del tercer trimestre de 2004 de Ps. 109.5 miles de millones. Sin considerar el IEPS, el incremento del rendimiento de operación fue de 49%, Ps. 47.8 miles de millones, al pasar de Ps. 96.9 miles de millones a Ps. 144.7 miles de millones (US$13.4 miles de millones).

Costo integral de financiamiento Aumento del CIF

El costo integral de financiamiento aumentó Ps. 19.0 miles de millones, pasando de un ingreso de Ps. 9.9 miles de millones a un costo de Ps. 9.1 miles de millones (US$0.8 miles de millones). El incremento se debió principalmente a: • Un aumento de Ps. 9.2 miles de millones de intereses netos • Una aumento de Ps. 5.7 miles de millones de pérdida cambiaria • Un aumento de Ps. 4.1 en el resultado por posición monetaria



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Intereses netos

El gasto por intereses netos aumentó 327%, de Ps. 2.8 miles de millones a Ps. 12.0 miles de millones (US$1.1 miles de millones). Los intereses a cargo aumentaron Ps. 9.2 miles de millones, mientras que los intereses a favor disminuyeron Ps. 0.1 miles de millones. El incremento se debe, principalmente, a la valuación a mercado de la redención anticipada en julio de 2005 de bonos de Petróleos Mexicanos en posesión del Master Trust. El valor de mercado de estos bonos fue aproximadamente US$0.4 miles de millones superior al valor nominal, que fue de US$2.3 miles de millones. Esta redención está asociada con el intercambio de bonos de Petróleos Mexicanos por bonos del Pemex Project Funding Master Trust realizada en diciembre de 2004 con el fin de transferir dinero de la caja de Petróleos Mexicanos a la caja Pidiregas. El valor presente neto del intercambio de bonos realizado en diciembre de 2004 fue cero antes de considerar los gastos incurridos por la transacción. El incentivo pagado a los inversionistas que participaron en este intercambio antes del 15 de diciembre de 2004 fue de 0.25% y fue registrado en diciembre de 2004. Por otro lado, como se comenta más adelante, desde el 1 de julio de 2005 la deuda de Pemex Finance, Ltd. se consolida en los estados financieros de Petróleos Mexicanos. Por lo tanto, el costo financiero refleja los intereses a cargo de Pemex Finance, Ltd.

Pérdida cambiaria

PEMEX obtuvo una pérdida cambiaria de Ps. 0.2 miles de millones (US$0.02 miles de millones), comparado a una utilidad de Ps. 5.5 miles de millones en el tercer trimestre de 2004. Esta disminución se debió principalmente, a la depreciación del tipo de cambio del peso respecto al dólar de 0.1% durante el tercer trimestre de 2005, comparado a una apreciación de 1.2% en el mismo período de 2004.

Resultado por posición monetaria

El resultado por posición monetaria fue de Ps. 3.0 miles de millones (US$0.3 miles de millones), representando una disminución de 58% respecto a la posición monetaria del tercer trimestre de 2004. La disminución de la posición monetaria se debió a una reducción en la inflación de 0.9% a 0.4% en el tercer trimestre de 2005.



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Tabla 16


(Ps. mm) (US$mm) (Ps. mm) (US$mm)Costo integral de financiamiento (9,859) 9,098 -192% 18,957 843 8,948 3,730 -58% (5,218) 346

Intereses a favor (1,733) (1,787) 0% (54) (166) (8,595) (14,487) 69% (5,892) (1,343) Intereses a cargo 4,531 13,738 203% 9,207 1,273 21,342 40,124 88% 18,782 3,718 Pérdida (ganancia) por variación cambiaria (5,484) 193 -104% 5,676 18 8,574 (16,053) -287% (24,626) (1,488) Resultado por posición monetaria (utilidad) (7,173) (3,045) -58% 4,127 (282) (12,373) (5,854) -53% 6,519 (543)


Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasCosto integral de financiamiento


Otros ingresos Otros ingresos netos

La cuenta de otros ingresos netos disminuyó 48%, ubicándose en Ps. 7.0 miles de millones (US$0.6 miles de millones). En el tercer trimestre de 2004 se registró un ingreso neto de Ps. 13.3 miles de millones. La disminución se debió principalmente a la cancelación del reconocimiento del deterioro de activos fijos realizada en el tercer trimestre de 2004 y no en el periodo comparable de 2005. La aplicación del deterioro de activos fijos se realizó de acuerdo con lo establecido en el Boletín Contable C-15 “Deterioro en el valor de los activos de larga duración y su disposición” que pretende reflejar en el rendimiento neto la diferencia entre el valor del activo registrado y el valor presente de los flujos futuros esperados asociados al activo.

Rendimiento antes de impuestos, derechos y aprovechamientos Rendimiento antes de impuestos

El rendimiento antes de impuestos, derechos y aprovechamientos fue Ps. 144.7 miles de millones (US$13.4 miles de millones), en comparación con Ps. 132.6 miles de millones. El incremento de 9% se debió esencialmente a un aumento de Ps. 37.3 miles de millones del rendimiento de operación, que fue parcialmente compensado con el incremento de Ps. 19.0 miles de millones del CIF y la reducción de Ps. 6.3 miles de millones de la cuenta de otros ingresos netos.



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Impuestos, derechos y aprovechamientos Aumento de 22%

El pago de impuestos, derechos y aprovechamientos de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios es equivalente al 60.8% de sus ventas totales3. Este monto incluye el IEPS aplicable a las gasolinas. El monto de impuestos, derechos y aprovechamientos aumentó 22%, pasando de Ps. 126.8 miles de millones a Ps. 154.6 miles de millones (US$14.3 miles de millones).

IEPS El IEPS lo paga el consumidor final de gasolinas y PEMEX es un intermediario entre la

Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y el consumidor final. La SHCP establece el precio al público de las gasolinas. Recientemente éste ha permanecido casi fijo y sólo se ha incrementado de conformidad con el nivel de inflación esperada. PEMEX recibe por la venta de gasolinas un aproximado del costo de producción, con base en el funcionamiento de una refinería eficiente. La diferencia entre el precio final y el costo que recibe PEMEX es, principalmente, el IEPS, el cual retiene PEMEX y lo paga al gobierno federal. Por lo tanto, cuando el precio del crudo es elevado, y consecuentemente el costo de producción de gasolinas se incrementa, el IEPS disminuye, y viceversa. Si el costo de producción que PEMEX recibe rebasa los precios al público, PEMEX no recibe la diferencia entre el costo de producción y el precio pagado por el público. El IEPS fue de Ps. 2.1 miles de millones (US$0.2 miles de millones), esto es Ps. 10.4 miles de millones inferior al observado en el tercer trimestre de 2004 de Ps. 12.6 miles de millones (US$1.2 miles de millones).

3 Las Compañías Subsidiarias de Petróleos Mexicanos con domicilio en México tienen un régimen fiscal similar al de otras empresas en México.



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ARE En 2005 el Aprovechamiento sobre Rendimientos Excedentes (ARE) reemplazó al

Aprovechamiento para Obras de Infraestructura en materia de exploración, gas, refinación y petroquímica (AOI). El ARE equivale al 39.2% de los ingresos por exportación de petróleo crudo por arriba de US$23 por barril. El ARE generado a partir de US$27.00 por barril se destinará: • 50% a gasto de inversión de PEMEX en exploración, producción y refinación, gas y

petroquímica • 50% a programas y proyectos de inversión en infraestructura y equipamiento de las

entidades federativas En el tercer trimestre de 2005 el ARE fue de Ps. 17.6 miles de millones (US$1.6 miles de millones), mientras que en el periodo comparable de 2004, el AOI fue de Ps. 10.0 miles de millones. El anticipo del reembolso del ARE correspondiente al primer semestre de 2005 fue por Ps. 3.9 miles de millones (US$0.4 miles de millones), Ps. 0.7 miles de millones (US$ 0.06) se recibieron el 13 de mayo de 2005 y Ps. 3.2 miles de millones (US$0.3 miles de millones) el 10 de agosto de 2005. Se espera que el monto total del reembolso del ARE correspondiente a 2005 que recibirá PEMEX sea de Ps. 23.5 miles de millones (US$2.2 miles de millones) y que los anticipos correspondientes al tercer y cuarto trimestres sean recibidos en noviembre y diciembre de 2005, respectivamente. Cabe mencionar que los recursos obtenidos en los primeros seis meses de 2005 serán utilizados para inversión en el mismo año, mientras que los recursos que se reciban durante el tercer y cuarto trimestres se utilizarán durante 2006.

Tabla 17

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasImpuestos, derechos y aprovechamientos


(Ps. mm) (US$mm) (Ps. mm) (US$mm)

126,806 154,595 22% 27,789 14,327 351,810 413,272 17% 61,462 38,299 Derechos sobre extracción y otros 104,221 134,843 29% 30,622 12,496 280,741 356,486 27% 75,745 33,036 Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) 12,570 2,136 -83% (10,434) 198 47,814 17,730 -63% (30,084) 1,643 Aprovechamiento sobre rendimientos excedentes(1) 10,016 17,617 76% 7,601 1,633 23,255 39,056 68% 15,801 3,619

(1) Para 2003 este monto equivale al aprovechamiento para obras de infraestructura (AOI).Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

Total de impuestos, derechos y aprovechamientos




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Rendimiento neto Pérdida neta de Ps. 9.9 miles de millones

PEMEX registró un pérdida neta de Ps. 9.9 miles de millones (US$0.9 miles de millones), comparada con un rendimiento neto de Ps. 5.8 miles de millones. La disminución de Ps. 15.7 miles de millones se explica por: • Un incremento en el rendimiento de operación de Ps. 37.3 miles de millones • Un incremento en el costo integral de financiamiento de Ps. 19.0 miles de millones • Una disminución en otros ingresos netos de Ps. 6.3 miles de millones • Un aumento en impuestos, derechos y aprovechamientos de Ps. 27.8 miles de millones

EBITDA El EBITDA aumentó 35%

El EBITDA aumentó 35%, a Ps. 177.9 miles de millones (US$16.5 miles de millones), de Ps. 132.3 miles de millones. El EBITDA es reconciliado a la pérdida neta como se muestra en la siguiente tabla:

Tabla 18


(Ps. mm) (US$mm) (Ps. mm) (US$mm)Rendimiento (pérdida) neto 5,822 (9,889) -270% (15,711) (916) (25,745) (2,885) -89% 22,859 (267) + Impuestos, derechos y aprovechamientos 126,806 154,595 22% 27,789 14,327 351,810 413,272 17% 61,462 38,299

-Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) 12,570 2,136 -83% (10,434) 198 47,814 17,730 -63% (30,084) 1,643

+ Costo integral de financiamiento (9,859) 9,098 -192% 18,957 843 8,948 3,730 -58% (5,218) 346 + Depreciación y amortización 11,621 12,701 9% 1,080 1,177 32,381 36,976 14% 4,595 3,427

+ Costo por reserva laboral 10,433 13,573 30% 3,140 1,258 32,870 41,985 28% 9,115 3,891

+Efecto acumulado inicial por la adopción de nuevo pronunciamiento - 55 #DIV/0! 55 5.1 (10,646) 4,417 -141% 15,063 409

EBITDA 132,254 177,888 35% 45,634 16,485 363,096 470,930 30% 107,834 43,642


Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasReconciliación del EBITDA




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Activos totales Activos totales crecieron 5%

Al 30 de septiembre de 2005 los activos totales fueron Ps. 1,044.9 miles de millones (US$96.8 miles de millones), lo que representa un incremento de 5%, o Ps. 52.4 miles de millones, respecto al 30 de septiembre de 2004. Las variaciones de los componentes del activo total fueron las siguientes: • Efectivo y valores de inmediata realización disminuyeron 14%, o Ps. 18.6 miles de

millones • Las cuentas, documentos por cobrar y otros crecieron 59%, o Ps. 49.4 miles de millones • El valor de los inventarios aumentó 40%, o Ps. 15.1 miles de millones, debido al

incremento en los precios de hidrocarburos • Propiedades y equipo se incrementó 8%, o Ps. 44.0 miles de millones, resultado de

nuevas inversiones • Otros activos disminuyeron 30%, o Ps. 47.8 miles de millones, principalmente como

resultado de la aplicación del nuevo boletín D-3 “Obligaciones laborales” que separa pensiones de prestaciones al retiro en la reserva laboral y no requiere la reserva mínima en prestaciones al retiro

Pasivos totales Los pasivos crecieron 5%

Los pasivos totales crecieron 5%, a Ps. 1,031.5 miles de millones (US$95.6 miles de millones). • El pasivo de corto plazo aumentó 12%, o Ps. 18.6 miles de millones, ubicándose en Ps.

172.7 miles de millones (US$16.0 miles de millones), principalmente como resultado del incremento en impuestos por pagar e instrumentos derivados financieros

• El pasivo de largo plazo creció 4%, o Ps. 34.3 miles de millones, llegando a Ps. 858.9 miles de millones (US$79.6 miles de millones), como resultado principalmente del incremento en la deuda documentada de largo plazo

La deuda total se presenta con mayor detalle en la sección de “Actividades de financiamiento” en este reporte.



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Reserva laboral

La reserva laboral disminuyó 1%, de Ps. 346.1 miles de millones a Ps. 342.7 miles de millones (US$31.8 miles de millones). La reducción de Ps. 3.5 miles de millones proviene de: • Una reducción de Ps. 41.8 miles de millones ocasionada por el cambio de metodología

contable de conformidad con el boletín D-3 “Obligaciones Laborales” que separa pensiones y prestaciones al retiro y no requiere la reserva mínima en prestaciones al retiro

• Un incremento de Ps. 14.3 miles de millones debido a que es un año más cercana la fecha del pago probable del beneficio de cada generación de trabajadores

• Un incremento de Ps. 12.1 miles de millones ocasionado por la diferencia entre la negociación salarial y de prestaciones realizada contra la esperada

• Un incremento de Ps. 3.0 miles de millones ocasionado por la caída en el saldo del fondo del plan de pensiones

• Un incremento de Ps. 4.5 miles de millones ocasionado por un año más de servicio de los trabajadores

• Un incremento de Ps. 4.1 miles de millones por el cambio en supuestos actuariales • Un incremento de Ps. 0.2 miles de millones por el reconocimiento de la reserva

correspondiente a las remuneraciones al término de la relación laboral • Un incremento de Ps. 8.6 miles de millones por la aplicación del programa de retiro

voluntario, ya que dejó de ser una contingencia • Una disminución de Ps. 8.5 miles de millones por el efecto inicial en el ejercicio 2004 del

reconocimiento de los servicios médicos otorgados a los activos, jubilados, pensionados post-mortem y sus dependientes económicos.

Patrimonio Disminución de 4%

El patrimonio de PEMEX disminuyó 4%, o Ps. 0.5 miles de millones, de Ps. 13.9 miles de millones a Ps. 13.4 miles de millones (US$1.2 miles de millones). El cambio en el patrimonio se debe principalmente a: • Un efecto compensatorio de Ps. 35.5 miles de millones por una aportación patrimonial

derivada del aprovechamiento para obras de infraestructura causado en el 2004 • Una disminución de Ps. 7 mil millones debido a que se excedió el límite para afectar el

activo intangible asociado a la reserva laboral • Una disminución de Ps. 6.4 miles de millones en el exceso o insuficiencia en el patrimonio • Una disminución de Ps. 10.0 miles de millones en el rubro de utilidad integral como

consecuencia de la aplicación de boletín C-10 “Instrumentos Financieros Derivados y Operaciones de Cobertura”

• Un incremento en pérdidas acumuladas de Ps. 12.5 miles de millones



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Resultados por segmento Rendimiento de operación

La pérdida de operación de Refinación fue de Ps. 18.2 miles de millones (US$1.7 miles de millones), Ps. 8.7 miles de millones mayor que al 30 de septiembre de 2004. Es importante señalar que, aproximadamente desde febrero de 2005, el costo de referencia de algunos productos que vende Refinación, principalmente diesel y gasolina Magna, ha sido superior al precio establecido de venta al público. La diferencia sería equivalente a un IEPS negativo. Sin embargo, al no existir impuestos negativos, el precio que recibe Refinación está limitado por el precio establecido de venta al público, generando una carga adicional. La pérdida de operación de Petroquímica fue de Ps. 6.2 miles de millones (US$0.6 miles de millones), Ps. 0.2 miles de millones menor que al 30 de septiembre de 2004.

Estado de cambios Recursos generados en operación

Los recursos generados en actividades de operación ascendieron a Ps. 49.1 miles de millones (US$4.6 miles de millones). El incremento de Ps. 17.5 miles de millones se debe principalmente al aumento en la variación del activo intangible asociado con la reserva laboral.

Recursos generados por financia-miento

Los recursos generados mediante financiamiento ascendieron a Ps. 34.3 miles de millones (US$3.2 miles de millones). La reducción de Ps. 21.9 miles de millones se debe principalmente a la amortización de financiamiento bursátil.

Recursos utilizados en inversión

Los recursos utilizados en actividades de inversión ascendieron a Ps. 58.0 miles de millones (US$5.4 miles de millones) como consecuencia del incremento en activos fijos. Considerando los gastos en exploración y perforación de pozos no exitosa y el mantenimiento no capitalizable, los recursos utilizados en inversión ascienden a Ps. 84.7 miles de millones (US$7.8 miles de millones)

Cambio de moneda funcional Moneda funcional Master Trust

Al 30 de septiembre de 2005 la información bajo PCGA sigue considerando al dólar americano como moneda funcional del Master Trust.



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Enmienda del Reporte Anual bajo la Forma 20-F para la SEC Enmienda 20-F

Periódicamente, la Comisión de Valores de los Estados Unidos, la Securities and Exchange Commission (SEC), realiza una revisión minuciosa de los reportes anuales bajo la Forma 20-F. La SEC realizó esta revisión del Reporte Anual de PEMEX bajo la Forma 20-F al 31 de diciembre de 2004 y, como consecuencia, se realizó una enmienda que contempla básicamente una corrección a la información por segmento, considerando (i) Petróleos Mexicanos (Corporativo), (ii) los Organismos Subsidiarios que fungen como obligados solidarios de la deuda de PEMEX (Pemex Exploración y Producción, Pemex Gas y Petroquímica Básica y Pemex Refinación) y (iii) Pemex Petroquímica.

Actividades de financiamiento Necesidades de financiamiento Monto captado

Durante el año, el monto captado asciende a US$ 8.5 miles de millones distribuidos como sigue: • US$1.9 miles de millones en bonos emitidos en mercados de capital internacionales • US$2.9 miles de millones en bonos emitidos en el mercado de capital mexicano • US$0.9 miles de millones en bonos emitidos en el mercado de capital mexicano, como

prefondeo de las necesidades de financiamiento de 2006 • US$2.2 miles de millones en préstamos bancarios • US$0.6 miles de millones a través de Agencias de Crédito a la Exportación (ECA’s) Aproximadamente el 60% proviene de mercados financieros extranjeros y el resto del mercado mexicano.

Monto por captar en el resto de 2005

Para el resto de 2005 el programa de financiamiento de PEMEX contempla captar aproximadamente US$1 miles de millones a través de Agencias de Crédito a la Exportación (ECA’s). En adición al prefondeo ya captado, durante el resto de 2005, PEMEX podría captar más prefondeo en función de las condiciones de mercado.



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Mercados de capital Master Trust El Pemex Project Funding Master Trust, un fidecomiso registrado en Delaware, EUA, ha

realizado las siguientes transacciones en 2005: • El 24 de febrero de 2005, emitió un bono por EUR1,000 millones con cupón de 5.5% y

vencimiento en 2025 • El 22 de marzo de 2005, contrató un crédito sindicado por US$4,300 millones dividido en

dos tramos: − US$2,200 millones con vencimiento en 2010 y un diferencial de 50 puntos base anual

sobre la tasa LIBOR correspondiente − US$2,100 millones con vencimiento en 2012 y un diferencial de 65 puntos base anual

sobre la tasa LIBOR correspondiente − De los US$4,300 millones, US$2,200 se destinaron al refinanciamiento de un crédito

sindicado vigente y el resto para financiar inversión en capital • El 8 de junio de 2005, emitió un bono por US$1,500 millones dividido en 2 tramos: − US$1,000 millones con cupón 5.75% y vencimiento en 2015 − US$500 millones con cupón 6.625% y vencimiento en 2035

• El 18 de julio realizó una enmienda al contrato de un crédito sindicado revolvente firmado en junio de 2004 por US$1,250 millones. Esta enmienda contempla: − Reducción a los márgenes sobre LIBOR − Reducción en la comisión de compromiso − Extensión de un año a la vigencia de la línea

• El 31 de agosto de 2005, emitió notas por US$175 millones con cupón de LIBOR más 0.425% y vencimiento en 2008

F/163 El Fideicomiso F/163, registrado en la Ciudad de México, ha realizado las siguientes

transacciones en 2005: • El 23 de diciembre de 2004 emitió certificados bursátiles en el mercado mexicano por el

equivalente en Unidades de Inversión (UDI’s) de Ps. 5,000 millones. La colocación fue cupón cero y presentó una tasa de rendimiento de 9.01% a un plazo de 15 años

• El 1 de febrero de 2005 reabrió la emisión de diciembre 2004 por el equivalente en UDI’s de Ps. 6,000 millones a una tasa de rendimiento de 9.07%

• El 11 de febrero de 2005 emitió certificados bursátiles por Ps. 15,000 millones: − Ps. 7,500 millones con cupón de CETES a 91 días más 51 puntos base con

vencimiento en 2010 − Ps. 7,500 millones con cupón de CETES a 182 días más 57 puntos base con

vencimiento en 2013 • El 13 de mayo de 2005 reabrió la emisión de febrero de 2005 por Ps. 10,000 millones:

− Ps. 5,013 millones a una tasa de rendimiento de CETES a 91 días más 49 puntos base con vencimiento en 2010

− Ps. 4,987 millones a una tasa de rendimiento de CETES a 182 días más 55 puntos base con vencimiento en 2013

• El 29 de julio de 2005 emitió certificados bursátiles por Ps. 5,000 millones con cupones segregables anuales de 9.91% y vencimiento en 2015

• El 21 de octubre de 2005 reabrió la emisión de julio de 2005 por Ps. 4,500 millones y emitió certificados bursátiles por Ps. 5,500 millones con cupón de CETES a 91 días más 35 puntos base y vencimiento en 2011



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Pemex Finance

El 27 de junio de 2005 Pemex Finance, Ltd. prepagó las series de los bonos emitidos por este vehículo que cuentan con garantía financiera y, por lo tanto, tienen la máxima calificación crediticia, “AAA”. Los bonos seleccionados para el prepago cotizan en el mercado secundario a tasas de rendimiento similares a las de los bonos emitidos por vehículos financieros de PEMEX que no cuentan con garantía financiera. El monto nominal total de los bonos prepagados es de US$994 millones: • US$194 millones de notas con cupón 6.55% y vencimiento en 2008 • US$400 millones de notas con cupón 6.30% y vencimiento en 2010 • US$250 millones de notas con cupón 7.33% y vencimiento en 2012 • US$150 millones de notas con cupón 7.80% y vencimiento en 2013 Los bonos fueron prepagados a un precio de amortización igual al monto de capital de los mismos más los intereses acumulados y una prima por pago anticipado. Una vez realizado el prepago, el monto nocional vigente de bonos de Pemex Finance, Ltd. es US$2.4 miles de millones, con vencimientos entre 2007 y 2018.

Deuda total Deuda total de US$48.0 miles de millones

La deuda total consolidada, incluyendo intereses devengados, fue de Ps. 517.8 miles de millones (US$48.0 miles de millones). Esta cifra representa un incremento de 3%, o Ps. 15.2 miles de millones. La deuda total incluye: • Deuda documentada de Petróleos Mexicanos y los vehículos financieros Pemex Project

Funding Master Trust, el Fideicomiso F/163 y RepConLux, S.A. y Pemex Finance, Ltd. • Notas a contratistas El 1 de julio de 2005 PEMEX firmó con BNP Paribas Private Bank Cayman Limited una opción de compra por el 100% de las acciones de Pemex Finance, Ltd. con lo cual, de acuerdo a Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados en México, la información financiera de Pemex Finance, Ltd. debe consolidarse en los estados financieros de Petróleos Mexicanos. Como consecuencia, se reclasificaron las ventas de cuentas por cobrar a deuda documentada. Esta opción podrá ejercerse hasta que se redima en su totalidad la deuda preferencial de Pemex Finance, Ltd. que actualmente asciende a aproximadamente a US$2.4 miles de millones.

Deuda neta de US$37.6 miles de millones

La deuda neta, o la diferencia entre deuda total y efectivo y valores de inmediata realización, aumentó Ps. 33.8 miles de millones, de Ps. 372.3 miles de millones a Ps. 406.1 miles de millones (US$37.6 miles de millones).



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Tabla 19

Al 30 de septiembre de2004 2005 Variación 2005

(Ps. mm) (US$mm)Deuda documentada(1) 449,408 503,514 12% 54,106 46,662

Corto plazo 59,949 20,537 -66% (39,413) 1,903 Largo plazo 389,459 482,978 24% 93,519 44,759

Notas a contratistas 14,941 14,309 -4% (632) 1,326 Corto plazo 2,723 1,680 -38% (1,043) 156 Largo plazo 12,218 12,629 3% 410 1,170

Venta de cuentas por cobrar(2) 38,263 - -100% (38,263) - Largo plazo 38,263 - -100% (38,263) -

502,612 517,823 3% 15,211 47,988 Corto plazo 62,672 22,217 -65% (40,455) 2,059 Largo plazo 439,940 495,606 13% 55,666 45,929

Efectivo y valores de inmediata realización 130,333 111,766 -14% (18,568) 10,358

Deuda neta total 372,279 406,057 9% 33,778 37,630

(1) Consistente con reportes a la Comisión de Valores de los E.U.A. (SEC).(2) Representa la deuda de Pemex Finance.Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.


Deuda total

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasDeuda consolidada total

Deuda de corto plazo

La deuda con vencimientos menores a 12 meses fue de Ps. 22.2 miles de millones (US$2.1 miles de millones), incluyendo: • Ps. 20.5 miles de millones (US$1.9 miles de millones) en deuda documentada • Ps. 1.7 miles de millones (US$0.2 miles de millones) en notas a contratistas

Deuda de largo plazo

La deuda total de largo plazo fue de Ps. 495.6 miles de millones (US$45.9 miles de millones). Esta cifra incluye: • Ps. 483.0 miles de millones (US$44.8 miles de millones) en deuda documentada • Ps. 12.6 miles de millones (US$1.2 miles de millones) en notas a contratistas



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Perfil de vencimientos

La siguiente tabla muestra el perfil de vencimientos para la deuda total por tipo de moneda:

Tabla 20

Al 30 de septiembre de(Ps. mm) US$mm

Deuda en pesos 94,838 8,789 2005 337 31

Enero - septiembre 2006 2,333 216 Octubre 2006 - septiembre 2007 555 51 Octubre 2007 - septiembre 2008 17,499 1,622 Octubre 2008 - septiembre 2009 3,333 309

Octubre 2009 en adelante 70,782 6,560

Deuda en otras monedas 422,985 39,199 2005 10,706 992

Enero - septiembre 2006 20,056 1,859 Octubre 2006 - septiembre 2007 43,289 4,012 Octubre 2007 - septiembre 2008 39,369 3,648 Octubre 2008 - septiembre 2009 59,190 5,485

Octubre 2009 en adelante 250,375 23,203

Deuda total 517,823 47,988



Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasPerfil de vencimientos

Duración PEMEX está buscando suavizar su perfil de vencimientos, independientemente de su

duración. La siguiente tabla presenta la duración de la exposición de la deuda:

Tabla 21

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasDuración promedio de la exposición de la deuda

Al 30 de septiembre de2004 2005 Variación

(Años)Dólares de E.U.A. 4.4 4.1 (0.3)Pesos mexicanos 0.6 2.2 1.6Euros 0.9 1.2 0.3Yenes japoneses 2.8 2.3 (0.5)Francos suizos 0.4 0.2 (0.2)Total 3.9 3.8 (0.2)




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Riesgo de tasas de interés

La política de PEMEX es mantener un balance de pasivos a tasa fija y flotante para mitigar el impacto de fluctuaciones en tasas de interés. Al 30 de septiembre de 2005, aproximadamente 64% de la exposición de la deuda de PEMEX era a tasa fija y el 36% restante a tasa flotante.

Mayor financiamien-to en pesos

Aunque la mayor parte de la deuda de PEMEX está denominada en dólares americanos y a tasa fija, debido a un incremento del financiamiento en pesos la exposición de la deuda en dólares americanos se ha reducido 8 puntos porcentuales.

Exposición de la deuda

La siguiente tabla muestra la exposición de la deuda a monedas extranjeras y a tasas de interés:

Tabla 22

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasExposición de la deuda

(sin considerar intereses devengados)

Al 30 de septiembre de2004 2005 2004 2005 2004 2005

PorcentajePor moneda A tasa fija A tasa flotante

Dólares de E.U.A. 87.86% 80.09% 68.40% 68.01% 31.60% 31.99%Pesos mexicanos 11.89% 19.75% 14.98% 49.05% 85.02% 50.95%Euros 0.01% 0.00% 16.08% 28.45% 83.92% 71.55%Yenes japoneses 0.23% 0.16% 100.00% 100.00% 0.00% 0.00%Francos suizos 0.001% 0.0002% 0.00% 0.00% 100.00% 100.00%Total 100.00% 100.00% 62.11% 64.32% 37.89% 35.68%


Riesgo de precio de crudo

Con el fin de mitigar el impacto de la volatilidad de los precios del crudo en sus flujos, PEMEX mantuvo el programa de coberturas de corto plazo contratado en el primer trimestre de 2005. El programa consiste en la compra de opciones para cubrir a PEMEX de eventuales reducciones en el precio del crudo para el resto del año. La cantidad involucrada en el programa es aproximadamente el 7% de su producción anual.



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Otros aspectos relevantes Nuevo régimen fiscal

El 20 de octubre de 2005, la Cámara de Diputados aprobó un nuevo régimen fiscal para PEMEX basado en las observaciones enviadas por el Poder Ejecutivo Federal al Congreso de la Unión el 1 de septiembre de 2005. Las observaciones del Poder Ejecutivo Federal se refieren a la propuesta de un nuevo régimen fiscal que fue aprobada el 28 de junio de 2005 por la Cámara de Diputados en Sesión Extraordinaria y que había sido aprobada previamente por la Cámara de Senadores el 27 de abril de 2005. Las observaciones abarcan básicamente tres aspectos: • Cuestiones técnicas y precisiones del régimen fiscal de PEMEX • Precisiones sobre la repartición de recursos excedentes entre los estados y municipios • Ligar el régimen fiscal de PEMEX a instrumentación de mejores prácticas de gobierno En caso de que ser aprobado, el nuevo régimen fiscal entrará en vigor el 1 de enero de 2006. Bajo el nuevo régimen fiscal, el esquema de contribuciones de Pemex Exploración y Producción quedaría establecido en la Ley Federal de Derechos y el esquema fiscal del resto de los Organismos Subsidiarios continuaría establecido en la Ley de Ingresos de la Federación. El nuevo esquema fiscal para Pemex Exploración y Producción contempla los siguientes derechos: • Derecho ordinario sobre hidrocarburos.- De 2006 a 2009 se aplicará una tasa variable en

función del precio observado de la mezcla mexicana de crudo de exportación y del año que corresponda4. En el 2006, la tasa variará en un rango de 78.68% a 87.81% (dependiendo del precio de la mezcla mexicana de crudo) y se convertirá en una tasa única de 79% del 2010 en adelante. La base para el cálculo de este derecho es el valor de la producción total extraída menos las deducciones permitidas (parte de las inversiones, algunos costos, gastos y derechos)5

• Derecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabilización de los ingresos petroleros.- Se aplicará una tasa de entre 1% y 10%, sobre el valor de la producción de crudo extraída en función del precio de la mezcla mexicana de crudo de exportación, siempre que éste exceda los US$ 22 por barril6. La recaudación anual que genere la aplicación de este derecho se destinará al Fondo de Estabilización de los Ingresos Petroleros

• Derecho extraordinario sobre la exportación de crudo.- Se aplicará una tasa de 13.1% sobre la diferencia entre el valor realizado de las exportaciones y el valor presupuestado de las exportaciones. Este derecho es acreditable contra el derecho sobre hidrocarburos para el Fondo de Estabilización de los Ingresos Petroleros. Los ingresos provenientes de este derecho se destinarán a los estados a través del Fondo de Estabilización de los Ingresos de las Entidades Federativas

• Derecho para el fondo de investigación científica y tecnológica en materia de energía.- Se aplicará una tasa de 0.05% sobre el valor de la producción extraída. La recaudación se destinará al Instituto Mexicano del Petróleo de acuerdo con el Presupuesto de Egresos de la Federación

4 Ver Tabla A10 5 Ver Tabla A11 6 Ver Tabla A12



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• Derecho para la fiscalización petrolera.- Se aplicará una tasa de 0.003% sobre el valor de

la producción total extraída. La recaudación se destinará a la Auditoría Superior de la Federación de acuerdo con el Presupuesto de Egresos de la Federación

• Derecho adicional.- Se aplicará cuando la producción real de crudo en los años 2006, 2007 y 2008 sea menor a la producción objetivo7

Paquete de medidas energéticas

El 12 de septiembre de 2005 el Presidente Vicente Fox anunció 10 medidas en materia energética para atender la emergencia derivada de la catástrofe del huracán Katrina y su impacto en los costos de energéticos y para fortalecer la estructura de abasto energético del país. El Ejecutivo Federal envió a la Cámara de Diputados una iniciativa de reformas constitucionales que tiene como propósito complementar la inversión pública con la inversión privada en la exploración, explotación y actividades relacionadas con el gas natural no asociado al petróleo. El Ejecutivo Federal remitió también una iniciativa de reforma a la Ley Reglamentaria del Artículo 27 constitucional en el Ramo del Petróleo, así como la modificación de tres artículos de la Ley de la Comisión Reguladora de Energía. Con esto se propone complementar la inversión pública con la inversión privada en infraestructura de almacenamiento y ductos de petróleo y sus derivados. Asimismo, el Presidente Vicente Fox expidió decretos que establecen precios máximos para el gas natural, gas licuado de petróleo (Gas LP) y tarifas de electricidad. Actualmente los precios al público de gas LP y gas natural no reflejan totalmente el incremento observado en los precios internacionales de referencia, que son los utilizados para la determinación de precios en México. Además, anunció la diversificación de las fuentes de suministro de gas natural, la elaboración de un programa de apoyos en materia energética a las micro, pequeñas y medianas empresas, la construcción de la primera planta que generará electricidad con base en energía eólica y la participación de la sociedad en la definición de la política energética.

Plan de Respuesta a Emergencias por Huracanes (PREH)

Desde 1998, PEMEX aplica el Plan de Respuesta a Emergencias por Huracanes (PREH) para dar respuesta organizada y oportuna al paso de huracanes. Entre las principales acciones que integran el PREH se encuentran: la evacuación parcial y total del personal costa afuera, el cierre de pozos, la suspensión temporal de la producción petrolífera y la protección de instalaciones.

Huracán Katrina

El huracán Katrina afectó nueve refinerías de Estados Unidos ubicadas en la costa norteamericana del Golfo de México. De las refinerías afectadas, cuatro tienen relación comercial con PEMEX y solamente una solicitó diferir el envío de siete cargamentos de petróleo crudo tipo Maya por un total de 3.5 millones de barriles. PEMEX tomó las acciones pertinentes para colocar, dentro de su cartera de clientes, los cargamentos que dejó de recibir la refinería.

7 Ver Tabla A13 y metodología de cálculo



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Huracán Rita El paso del huracán Rita ocasionó el cierre de 19 refinerías en Estados Unidos ubicadas en

la región de la costa del Golfo de México. Algunas de estas refinerías cerraron como medida precautoria, sin embargo, varias tuvieron afectaciones importantes. La refinería Deer Park, en Houston, instrumentó el plan de contingencias contra tormentas, evacuando totalmente al personal y cerrando temporalmente sus instalaciones. Los daños a refinerías dieron lugar a que PEMEX enfrentara cancelaciones por más de 17.0 MMb. Estos excedentes fueron parcialmente controlados mediante ventas adicionales y con el arrendamiento de buque tanques conocidos como VLCC (Very Large Crude Carriers) que fueron usados como almacenamiento flotante. No obstante los esfuerzos de PEMEX, el huracán Rita tuvo un impacto negativo en la producción de crudo. Adicionalmente, se presentaron algunos retrasos en la descarga de combustibles transportados por buque tanques hacia la Terminal de Progreso en la Península de Yucatán. El fenómeno propició también demoras en la entrega de combustibles a las estaciones de servicio. Esta situación fue superada al reanudarse la descarga de los combustibles y el bombeo de los mismos por ducto, con lo cual quedó asegurado el abastecimiento. Además, PEMEX procedió al desalojo de aproximadamente 200 trabajadores de las plataformas Ocean Whittington y Hacuriyu V, ubicadas en el norte del Golfo de México. Este desalojo del personal no tuvo impacto en la producción de crudo, ya que se trata de plataformas de perforación de pozos exploratorios. PEMEX realizó la inspección de las instalaciones en territorio nacional con el propósito de asegurar que existían las condiciones para reanudar las operaciones correspondientes, lo antes posible. El Grupo de Trabajo del Plan de Respuesta a Emergencia por Huracanes (PREH) informó que no se registraron daños a la infraestructura petrolera, luego de la presencia del huracán Rita.

Huracán Stan El Grupo de Trabajo del PREH informó que no se registraron daños a la infraestructura

petrolera, luego de la presencia del huracán Stan, por lo que todas las actividades se reanudaron con normalidad.

Efectos indirectos de huracanes

A fin de reducir los impactos indirectos de los huracanes Katrina y Rita sobre las operaciones de PEMEX, debido a las afectaciones causadas en los Estados Unidos, se instrumentaron diversas acciones para asegurar el abasto nacional de gas natural, gas licuado de petróleo (gas LP), gasolinas y diesel: • En cuanto al gas natural, PEMEX tiene asegurado el abasto mediante importaciones

adicionales de 275 MMpcd vía la frontera norte • En cuanto al gas LP, los inventarios actuales en la infraestructura de almacenamiento son

suficientes • En cuanto a gasolinas, PEMEX ha recurrido a adquisiciones provenientes de fuentes

alternas • En cuanto al diesel, el programa actual de importaciones es suficiente Para mitigar el impacto en la producción, por restricciones en la capacidad de almacenamiento derivadas del diferimiento de cargamentos de crudo, PEMEX rentó dos buques VLCC como instalaciones flotantes de almacenamiento.



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Nuevo Contrato Colectivo de Trabajo

PEMEX y el Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM) suscribieron el 25 de agosto de 2005, el Contrato Colectivo de Trabajo que regirá las relaciones laborales durante los próximos dos años. Las partes acordaron un incremento de 4.1 por ciento directo al salario y 1.9 por ciento a prestaciones de ley. Asimismo, el Consejo de Administración de PEMEX autorizó al Director General suscribir con el STPRM las adecuaciones correspondientes para las nuevas bases de ejecución y los montos del convenio laboral firmado en 2004, con lo que se cubre el rezago de compromisos contraídos por administraciones anteriores. Durante 2005, PEMEX destinará Ps. 2.8 miles de millones de pesos para la prestación de servicios médicos, incluyendo equipamiento de hospitales y compra de medicamentos en beneficio de sus trabajadores, así como Ps. 49 millones para construcción y mantenimiento de instalaciones deportivas a nivel nacional.

Incidentes En el tercer trimestre de 2005 se han presentado los siguientes incidentes en los Estados de

Veracruz, Tabasco, Puebla, Tamaulipas y México: • El 8 de julio de 2005 ocurrió una fuga que causó un incendio del gasoducto de 48

pulgadas que va de Dos Bocas a La Trinidad, Tabasco. El incendio se presentó cuando una nube de gas encontró un punto de ignición. No existió propagación de gas en la atmósfera

• El 13 de julio de 2005 se produjo una explosión en un oleoducto de 36 pulgadas de diámetro que va de la Terminal Marítima de Pajaritos a la Monoboya en la Congregación de Allende, en Veracruz. No se reportó daño ambiental ni riesgo para las comunidades aledañas

• El 24 de julio de 2005 se presentó una fuga en un etanoducto de 20 pulgadas de diámetro que va del Centro Procesador de Gas Cactus, en Chiapas al Complejo Petroquímico La Cangrejera, en Veracruz. Como medidas de seguridad, se evacuaron 70 personas del ejido El Paraíso, el ducto se encuentra seccionado y se suspendió el bombeo de producto

• El 26 de julio de 2005 se registró una fuga en la línea de descarga de gas condensado en la Estación de Recolección Cañón 1 en Reynosa, Tamaulipas. Se considera que esta fuga ocurrió por asentamientos y corrientes a consecuencia del impacto que dejó a su paso el huracán Emily. La Comisión Nacional del Agua, la Universidad de Tamaulipas y PEMEX realizaron un análisis del agua del Río Bravo y confirmaron que no existe contaminación alguna

• El 18 de agosto de 2005 se presentó una fuga de gasolina de un poliducto de 18 pulgadas en el tramo La Ceiba-Zoquital en el municipio de Xicotepec de Juárez, en Puebla

• El 19 de agosto de 2005 se suscitó un accidente en la Refinería Madero en Tamaulipas a causa de una detonación en un transformador de la subestación 3. No se registró fuga alguna de hidrocarburos

• El 24 de agosto de 2005 se registró una fuga de gas licuado en el gasoducto de 24 pulgadas que va del Centro Procesador de Gas Cactus al sector Venta de Carpio en el municipio de Tepetlaoxtoc, en el Estado de México. No hubo lesionados, ni existe riesgo para la población



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• El 31 de agosto de 2005 se presentó una fuga de petróleo crudo en el poblado de

Metlaltoyucan en el municipio de Francisco Z. Mena, en el estado de Puebla, en una línea de 3 pulgadas de diámetro

• El 9 de septiembre de 2005 se registró una fuga de gas licuado en la estación de bombeo No. 5 de Pemex Gas y Petroquímica Básica, ubicada en Ciudad Mendoza, Veracruz. Durante el proceso de control de fuga, fue necesario efectuar una quema controlada de gas

• El 18 de septiembre de 2005 se presentó una fuga de petróleo crudo en una línea de escurrimiento de 3 pulgadas de diámetro que va a la batería Moloacán No. 1 en el municipio de Ixhuatlán del Sureste, en el estado de Veracruz

• El 18 de octubre de 2005 se registró una fuga de petróleo crudo de aproximadamente 200 barriles en El Chapo, municipio de Nanchital. La fuga se originó en un poro del oleoducto de 30 pulgadas que va de Nuevo Teapa a Poza Rica

• El 25 de octubre de 2005 se registró una fuga de petróleo crudo de aproximadamente 60 barriles en la carretera Haliburton-Santa Agueda en el municipio de Papantla, Veracruz. La fuga se presentó en un oleoducto de 12 pulgadas de diámetro que va de Ezequiel Ordoñez a la Central de Almacenamiento y Bombeo Poza Rica

• El 27 de octubre de 2005 se presentó una fuga en el lecho de una presa en construcción en el Municipio de Poza Rica, Veracruz. La fuga se registró en una tubería de 4 pulgadas de diámetro; por sus características, se presume que fue provocada por un golpe con equipo de construcción. No se registraron daños personales ni afectación a viviendas. El cambio del tramo de la tubería afectada ya fue realizado

En colaboración con los Gobiernos de Veracruz, Tabasco, Puebla Tamaulipas y Estado de México, el Ejército, la Armada de México, Protección Civil y autoridades municipales, entre otros, PEMEX ha instrumentado planes de contingencia para proteger y reestablecer la salud e integridad de la población de las áreas afectadas y contrarrestar el impacto ambiental negativo.



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Anexo

Tabla A1 Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias

Producción de crudo por campos seleccionados (trimestral)

2002 2003 2004 2005

1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T(Mbd)

Total 3,174 3,157 3,174 3,204 3,324 3,332 3,415 3,411 3,382 3,422 3,382 3,346 3,316 3,425 3,286

Región Marina Noreste 2,112 2,116 2,164 2,214 2,346 2,376 2,467 2,474 2,440 2,479 2,436 2,408 2,375 2,450 2,305Akal y Nohoch 1,816 1,829 1,853 1,907 1,995 2,023 2,096 2,101 2,085 2,110 2,074 2,047 2,067 2,041 1,905Ku 185 176 193 185 202 196 197 195 185 194 197 189 159 213 213Zaap 22 19 21 23 28 31 51 54 53 53 54 68 53 77 75Maloob 30 35 36 41 51 53 48 46 51 55 55 50 38 51 48Chac 17 17 17 17 19 20 21 22 23 23 11 11 10 13 12Kutz 7 9 11 9 13 11 13 14 9 12 13 13 10 14 11Otros 36 30 31 31 39 42 41 42 34 33 31 30 37 40 39

Región Marina Suroeste 488 462 433 427 410 399 393 388 389 391 388 384 381 394 390Caan 141 136 129 126 119 117 111 110 107 109 109 106 102 100 95Chuc 111 111 103 104 98 101 99 96 92 93 93 94 98 103 99Abkatún 88 80 75 76 75 72 67 63 59 57 52 50 49 47 41Taratunich 41 39 38 39 36 34 38 37 35 33 33 32 27 24 17Pol 49 43 39 37 38 36 34 32 30 28 23 21 19 18 16Otros 58 53 48 45 43 40 44 51 67 72 78 81 86 102 122

Región Sur 497 503 503 491 496 485 480 472 474 471 475 471 479 495 508Puerto Ceiba 31 43 40 38 37 43 51 55 70 79 82 77 77 81 81Samaria 73 72 71 68 77 76 71 67 66 64 60 59 60 64 68Iride 40 43 43 45 47 43 43 45 45 46 46 48 48 50 51Jujo 55 56 56 56 54 54 49 48 47 45 45 41 45 52 51Cunduacán 20 19 22 22 22 22 23 25 24 24 28 28 28 30 27Tecominoacán 28 27 26 26 24 23 24 23 21 19 18 19 20 22 23Cárdenas 16 16 16 16 15 14 14 14 14 14 13 11 11 14 18Sen 36 33 31 25 25 24 21 16 9 11 15 16 17 18 19Pijije 9 9 10 10 11 12 13 13 12 11 11 10 10 12 14Jolote 15 15 14 14 13 12 11 11 12 11 11 10 9 10 10Cactus 12 10 10 9 11 11 12 13 11 11 11 10 11 9 9Bellota 10 10 10 10 9 8 9 8 10 10 9 9 10 9 9Chinchorro 9 9 10 10 10 11 10 10 10 9 8 8 8 8 8Yagual 4 4 4 4 4 3 4 4 4 5 7 10 11 11 13Rodador 1 2 4 5 7 7 8 7 7 7 6 5 5 5 5Otros 137 136 137 134 131 122 119 115 111 107 107 108 108 101 104

Región Norte 77 76 74 72 71 72 74 77 80 80 82 83 81 86 84Poza Rica 10 11 11 10 9 9 10 11 10 11 12 11 10 10 10Arenque 8 8 8 10 9 9 9 8 8 8 8 9 10 10 9Agua Fría 2 2 2 2 2 2 2 3 6 6 6 8 6 6 5Tajín 1 1 1 1 2 2 4 6 6 6 6 5 6 6 6Tamaulipas 8 8 7 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5Constituciones 6 6 6 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5Otros 42 41 39 39 39 39 39 39 39 38 40 38 39 43 43

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo



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Tabla A2

Petróleos Mexicanos, Subsidiary Entities and Subsidiary CompaniesProducción de gas natural por campos seleccionados (trimestral)

2002 2003 2004 2005

1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T(MMcfd)

Total 4,441 4,443 4,409 4,402 4,441 4,425 4,563 4,562 4,557 4,570 4,577 4,586 4,640 4,861 4,839

Región Marina Noreste 812 818 842 853 913 924 963 962 948 959 945 938 918 965 914Akal y Nohoch 664 667 676 696 728 738 765 767 761 770 757 747 755 745 695Ku 91 98 106 99 118 116 108 102 102 101 102 98 82 106 109Otros 56 53 60 58 67 69 90 93 85 89 86 93 81 113 110

Región Marina Suroeste 660 632 595 596 580 578 582 585 609 600 599 602 601 654 656Caan 222 217 210 211 197 209 208 211 222 221 207 212 207 216 205Chuc 139 136 125 125 119 121 120 116 105 92 92 92 97 108 117Taratunich 65 67 63 65 64 61 71 71 69 65 67 62 54 49 32Sinan - - - - - - - 5 32 44 57 61 63 80 89Abkatún 68 61 58 61 58 57 56 55 52 49 45 42 43 42 33Uech 45 42 44 42 43 37 41 38 39 40 36 32 28 25 22Otros 121 109 95 91 99 93 84 90 91 89 96 101 109 134 160

Región Sur 1,705 1,719 1,713 1,678 1,644 1,634 1,641 1,601 1,532 1,507 1,486 1,456 1,419 1,408 1,398Muspac 210 213 251 264 245 216 204 196 171 146 133 128 124 116 117Samaria 88 97 95 94 91 95 102 106 102 102 106 99 94 89 89Catedral 123 130 121 123 134 133 125 120 111 104 95 92 82 75 71Giraldas 105 105 102 99 95 95 98 95 91 90 87 87 83 78 69Copano 83 82 78 76 76 79 86 84 84 84 74 72 70 68 64Cunduacán 51 48 51 53 54 54 43 68 72 70 72 69 77 90 90Iride 75 75 72 76 79 73 80 78 67 69 68 77 83 92 96Puerto Ceiba 25 28 23 22 21 26 33 34 43 52 58 57 52 54 53Jujo 80 75 65 65 65 62 55 50 47 46 48 41 46 53 59José Colomo 52 48 45 42 39 38 36 35 37 35 35 35 35 35 36Sen 101 98 91 74 75 71 63 47 25 30 38 39 41 45 47Pijije 22 24 29 29 32 35 37 36 35 32 32 30 29 34 41Luna 98 91 81 70 60 53 47 43 36 33 31 30 30 21 25Tecominoacán 30 32 31 27 26 24 26 24 30 30 30 33 31 36 33Saramako - - 0 8 9 9 18 21 21 23 32 36 29 28 25Cárdenas 29 30 33 30 28 29 28 26 24 23 30 29 26 29 40Cactus 19 19 18 19 22 25 24 29 26 25 27 23 25 23 22Bellota 31 31 27 25 22 27 30 29 29 30 20 22 26 26 23Otros 481 493 502 481 470 491 505 479 480 481 471 456 438 415 401

Región Norte 1,264 1,273 1,259 1,276 1,304 1,290 1,377 1,414 1,469 1,504 1,547 1,590 1,703 1,834 1,871Culebra 249 211 209 206 208 201 200 196 179 164 153 182 182 185 167Cuitláhuac 119 114 104 100 93 92 87 91 92 104 129 127 116 115 116Arcos 153 157 143 140 149 155 134 125 128 115 90 82 76 81 101Cocuite 26 33 57 62 65 79 105 110 112 99 102 92 84 77 71Vistoso - - - - - - - 32 59 79 85 95 111 118 119Santa Rosalia 52 68 75 59 51 40 53 67 62 66 70 55 56 56 58Corindón 61 63 58 55 54 63 63 56 62 49 44 44 45 41 36Arcabuz 47 51 46 40 37 33 32 32 38 35 41 47 54 67 76Torrecillas 15 19 23 27 30 32 38 36 36 46 38 36 36 41 41Velero 11 15 13 14 17 19 22 29 41 36 38 38 50 50 49Arenque 30 28 28 29 29 30 32 31 32 32 33 32 31 32 33Copite 36 35 32 31 30 21 28 28 28 29 30 30 28 27 22Otros 466 479 470 514 540 526 583 580 601 648 693 732 833 945 982

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo



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Tabla A3

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasEstados de situación financiera consolidados


(Ps. mm) (US$mm)Activo circulante 252,009 308,120 22% 56,111 28,554

Efectivo y valores de inmediata realización 130,333 111,766 -14% (18,568) 10,358

Cuentas, documentos por cobrar y otros 84,179 133,618 59% 49,440 12,383 Inventarios 37,497 52,617 40% 15,120 4,876 Instrumentos financieros derivados - 10,119 #DIV/0! 10,119 938

Propiedades y equipo 581,607 625,651 8% 44,044 57,981 Otros activos 158,924 111,161 -30% (47,763) 10,302

Total del activo 992,540 1,044,932 5% 52,392 96,836

Pasivo de corto plazo 154,123 172,675 12% 18,552 16,002 Deuda a corto plazo(1) 62,672 22,217 -65% (40,455) 2,059 Proveedores 24,820 24,863 0% 44 2,304 Cuentas y gastos acumulados por pagar 14,519 27,249 88% 12,731 2,525 Impuestos por pagar 52,112 77,232 48% 25,120 7,157 Instrumentos derivados financieros - 21,114 #DIV/0! 21,114 1,957

Pasivo de largo plazo 824,533 858,862 4% 34,329 79,593 Deuda a largo plazo(2) 439,940 495,606 13% 55,666 45,929

Reserva laboral 346,140 342,666 -1% (3,474) 31,756 Otros pasivos a largo plazo(3) 25,455 20,589 -19% (4,866) 1,908 Aportaciones pendientes de autorizar 12,998 - -100% (12,998) -

Total del pasivo 978,655 1,031,537 5% 52,881 95,595

Total del patrimonio 13,885 13,395 -4% (490) 1,241

Total del pasivo y patrimonio 992,540 1,044,932 5% 52,392 96,836

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.(3) Corresponde al saldo de la reserva para actividades de abandono y desmantelamiento, créditos diversos y otros.


(1) Incluye vencimientos a menos de doce meses de deuda documentada (Petróleos Mexicanos, el Pemex Project Funding Master Trust, el vehículo financiero mexicano Trust F/163 y RepconLux) y notas a contratistas.

(2) Incluye vencimientos a más de doce meses de deuda documentada (Petróleos Mexicanos, el Pemex Project Funding Master Trust, el vehículo financiero mexicano Trust F/163 y Repcon Lux, notas a contratistas y venta de cuentas por cobrar.



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Tabla A4

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasEstados de resultados consolidados


(Ps. mm) (US$mm) (Ps. mm) (US$mm)Ventas totales 204,199 241,327 18% 37,128 22,364 574,429 662,344 15% 87,915 61,381

En México(1) 115,069 127,308 11% 12,239 11,798 334,413 362,526 8% 28,112 33,596 Exportaciones 89,131 114,020 28% 24,889 10,566 240,015 299,818 25% 59,803 27,785

Costos y gastos de operación(2) 94,727 94,538 0% (189) 8,761 233,973 266,332 14% 32,360 24,682 Costo de lo vendido 80,070 75,291 -6% (4,779) 6,977 191,927 215,758 12% 23,831 19,995 Gastos de distribución 4,662 5,571 20% 909 516 13,718 14,943 9% 1,225 1,385 Gastos de administración 9,996 13,676 37% 3,681 1,267 28,328 35,631 26% 7,304 3,302

109,472 146,790 34% 37,317 13,603 340,456 396,011 16% 55,555 36,699

(9,859) 9,098 192% 18,957 843 8,948 3,730 -58% (5,218) 346 Otros gastos (ingresos) (13,298) (6,961) 48% 6,337 (645) (5,203) (13,689) -163% (8,485) (1,269)

132,628 144,652 9% 12,023 13,405 336,712 405,970 21% 69,258 37,622

126,806 154,595 22% 27,789 14,327 351,810 413,272 17% 61,462 38,299 Derechos sobre extracción, aprovechamientos y otros 114,236 152,459 33% 38,223 14,129 303,996 395,542 30% 91,546 36,656 Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) 12,570 2,136 -83% (10,434) 198 47,814 17,730 -63% (30,084) 1,643

- 55 55 5 (10,646) 4,417 15,063 409

Rendimiento (pérdida) neto 5,822 (9,889) -270% (15,711) (916) (25,745) (2,885) 89% 22,859 (267)

Rendimiento de operación

Efecto acumulado por la adopción de nuevo pronunciamiento

Impuestos, derechos y aprovechamientos

Costo integral de financiamiento


Rendimiento antes de impuestos, derechos y aprovechamientos


(2) Incluye el costo por reserva laboral.(1) Incluye el Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS), que fue de Ps. 12,570 millones en el tercer trimestre de 2004 y Ps. 2,136 millones en el tercer trimestre de 2005.



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Tabla A5


(Ps. mm) (US$mm)Total del patrimonio 13,885 13,395 -4% (490) 1,241

Certificados de contribución "A" 88,377 88,377 0% - 8,190 Aportación patrimonial A.O.I. - 35,499 35,499 3,290 Efecto de la reserva laboral - (7,093) (7,093) (657) Utilidad integral - (10,011) (10,011) (928) Exceso o insuficiencia en el patrimonio 139,107 132,719 -5% (6,388) 12,299 Rendimiento (pérdidas) acumulados (213,599) (226,094) 6% (12,495) (20,953)

De años anteriores (187,854) (223,208) 19% (35,354) (20,685) Rendimiento (pérdida) del ejercicio (25,745) (2,885) -89% 22,859 (267)



Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasPatrimonio



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Tabla A6

Estados de Cambios en la Situación Financiera Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias

Estados consolidados de cambios en la situación financiera


(Ps. mm) (US$mm)Actividades de operaciónRendimiento (pérdida) neto (25,745) (2,885) -89% 22,859 (267)

63,903 44,903 -30% (19,000) 4,161 Depreciación y amortización 32,381 36,976 14% 4,595 3,427 Costo de la reserva laboral 41,458 41,985 1% 527 3,891 Pérdida (ganancia) por variación cambiaria 4,059 (25,758) -735% (29,818) (2,387) Pérdida (ganancia) por actualización de pasivos y activosOtras partidas virtuales - (8,299) #DIV/0! (8,299) (769)

Flujo derivado del resultado neto del ejercicio 38,159 42,017 -119% 3,859 3,894 (6,565) 7,119 -208% 13,684 660

Cuentas, documentos por cobrar y otros (9,074) (8,950) -1% 123 (829) Inventarios (8,105) (16,249) 100% (8,144) (1,506) Activo intangible derivado de la valuación actuarial de las obligaciones laborales y otros activos (14,278) 2,745 -119% 17,023 254 Proveedores (11,058) (2,200) -80% 8,859 (204) Otros pasivos 35,951 31,774 -12% (4,177) 2,945

31,594 49,137 56% 17,543 4,554

Actividades de financiamientoFinanciamiento bancario y bursátil a corto plazo 5,909 4,877 -17% (1,032) 452 Financiamiento bancario y bursátil a largo plazo 88,214 144,096 63% 55,881 13,354 Otros financiamientos 16,029 - -100% (16,029) - Amortización de financiamiento bancario (34,876) (42,916) 23% (8,040) (3,977) Amortización de financiamiento bursátil (4,090) (43,629) 967% (39,539) (4,043) Amortización de otros financiamientos (4,263) (20,469) 380% (16,207) (1,897)

(10,716) (10,388) -3% 328 (963) - 2,774 #DIV/0! 2,774 257

56,209 34,345 -39% (21,864) 3,183

Actividades de inversión(35,915) (58,021) 62% (22,106) (5,377) (35,915) (58,021) 62% (22,106) (5,377)

51,888 25,461 -51% (26,427) 2,360 78,446 86,305 10% 7,859 7,998

130,334 111,766 -14% (18,568) 10,358

31,594 49,137 56% 17,543 4,554 (35,915) (58,021) 62% (22,106) (5,377)

Flujo libre de caja (4,321) (8,884) 106% (4,563) (823)

Recursos generados (utilizados) en actividades de operación

Cargos a resultados que no requirieron la utilización de recursos:

Variaciones en el capital de trabajo:

Aportaciones para futuros aumentos de patrimonioRecursos generados (utilizados) mediante financiamiento

Adquisición de propiedad, planta y equipo

Efectivo y valores de inmediata realización al final del ejercicio

Recursos generados (utilizados) en actividades de inversión

Incremento en efectivo y valores de inmediata realización

p p ( ), pestados financieros son no auditados. El reconocimiento de los efectos de inflación se elaboró de conformidad con los PCGA, por lo tanto, las cifras en pesos son presentadas en pesosmexicanos constantes al 30 de septiembre de 2005.

Pago de rendimientos mínimos garantizados al Gobierno Federal

Recursos generados (utilizados) en actividades de operaciónAdquisición de propiedad, planta y equipo

Efectivo y valores de inmediata realización al inicio del ejercicio

El flujo libre de caja y el flujo libre de caja discrecional no son registros bajo PCGA, pero son reconciliados a PCGA como se indica arribaNota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.



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Tabla A7

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasVentas totales, rendimiento neto y activo por segmento

Cifras en millones de pesos constantes al 30 de septiembre de 2005

Exploración y Producción Refinación(1)

Gas y Petroquímica

Básica Petroquímica

Compañías Subsidiarias y Corporativo

Eliminaciones entre entidades Total

Del 1 de enero al 30 de septiembre de 2005Ventas totales 508,830 264,677 150,471 20,867 396,212 (678,714) 662,343

Clientes externos - 238,125 95,068 14,460 296,960 17,730 662,343 Intersegmentos 508,830 26,552 55,403 6,408 99,252 (696,444) -

391,496 (18,187) 8,805 (6,181) 1,525 18,553 396,011 - - - -

Rendimiento (pérdida) neto 9,154 (18,925) 9,949 (8,157) 3,751 1,343 (2,885)

Al 30 de septiembre de 2005Activos 743,395 301,795 111,760 49,472 1,371,667 (1,533,156) 1,044,932

Del 1 de enero al 30 de septiembre de 2004Ventas totales 415,566 209,448 133,482 17,143 302,449 (503,659) 574,428

Clientes externos - 189,621 85,087 11,891 240,015 47,814 574,428 Intersegmentos 415,566 19,827 48,394 5,253 62,434 (551,473) -

298,842 (9,492) 9,811 (6,399) 894 46,799 340,456

Rendimiento (pérdida) neto (18,338) (14,955) 8,133 (10,402) (14,918) 24,735 (25,745)

Al 30 de septiembre de 2004Activo 681,448 266,608 99,500 33,754 985,208 (1,073,979) 992,539


*Estados financieros consolidados elaborados conforme a Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados (PCGA), emitidos por el Instituto Mexicano de Contadores Públicos. Los estados financieros son no auditados. El reconocimiento de los efectos de inflación se elaboró de conformidad con los PCGA, por lo tanto, las cifras en pesos son presentadas en pesos mexicanos constantes al 30 de septiembre de 2005.(1) Las ventas a clientes externos de Refinación son netas de IEPS.

Rendimiento (pérdida) de operación

Rendimiento (pérdida) de operación



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Tabla A8 Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias

Emisión de certificados bursátiles de corto plazo

Fecha de emisión Fecha de vencimiento

Plazo(días)

Monto emitido(Ps. mm)

Tasa promedio ponerada

Tasa de cetes a 28 días de colocación primaria

28-07-05 25-08-05 28 500.0 9.78% 9.63%21-07-05 18-08-05 28 500.0 9.79% 9.60%14-07-05 11-08-05 28 500.0 9.78% 9.61%07-07-05 04-08-05 28 500.0 9.78% 9.61%



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Pago de impuestos en flujo de efectivo

En el tercer trimestre de 2005 el pago total de impuestos, derechos y aprovechamientos, en flujo de efectivo, se incrementó 19%. Esto se debió, principalmente, a que el pago en flujo de efectivo de los derechos sobre extracción y otros aumentó Ps. 24.1 miles de millones o 25%. No obstante, el pago en flujo de efectivo del Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) disminuyó Ps. 7.4 miles de millones de pesos.

Tabla A9

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasPago de impuestos, derechos y aprovechamientos en flujo de efectivo


(Ps. mm) (US$mm) (Ps. mm) (US$mm)

115,984 138,116 19% 22,132 12,800 322,087 377,407 17% 55,319 34,975 Derechos sobre extracción y otros 96,789 120,886 25% 24,097 11,203 254,888 338,890 33% 84,001 31,406 Aprovechamiento sobre rendimeintos excedentes (ARE) 7,707 13,182 71% 5,475 1,222 17,538 20,381 16% 2,843 1,889 Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) 11,488 4,047 -65% (7,441) 375 49,661 18,136 -63% (31,525) 1,681


Total de impuestos, derechos y aprovechamientos

Pago de impuestos, en flujo de efectivo, al Gobierno Federal durante el tercer trimestre y primeros nueve meses de 2005. Pesos constantes al 30 de Septiembre de 2005



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Tabla A10

2006 2007 2008 2009

0.00 19.99 87.81 85.61 83.40 81.20

20.00 21.99 87.32 85.24 83.16 81.08

22.00 23.99 83.14 82.10 81.07 80.03

24.00 25.99 82.34 81.50 80.67 79.83

26.00 27.99 81.53 80.90 80.27 79.63

28.00 en adelante 78.68 78.76 78.84 78.92

Rango de precio promedio ponderado anual de barril de

petróleo crudo mexicano exportado (US$/b)

Por ciento a aplicar sobre el valor de la producción extraída de petróleo crudo y gas natural menos las

deducciones permitidas

Tasa para el cálculo del derecho ordinario sobre hidrocarburos



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Tabla A11

Deducciones permitidas para calcular la base del derecho ordinario sobre hidrocarburos

Concepto Deducción Anual

Inversiones(1)

Valor remanente de las inversiones anteriores aenero 1 de 2006

Conforme a los PCGA

ExploraciónRecuperación secundariaMantenimiento no capitalizableDesarrolloExplotaciónOleoductosGasoductosTerminalesTransporteTanques de almacenamiento

CostosErogaciones para explotación(2) 100%

GastosExploraciónTransportación

Concepto Deducción Anual

DerechosDerecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabilizaciónDerecho extraordinario sobre la exportación de crudoDerecho para el fondo de investigación científica y tecnológica en materia de energíaDerecho para la fiscalización petrolera

Gas natural no asociado extraído, superior al volumen de extracción registrado en 2006 US$ 0.50 / Mpc

Costcapt = (6.5 US$/b * volumen total de crudo y gas asociado extraído del año t) +(2.7 US$/Mpc * volumen total de gas natural neto del año t)

Otros

(2) De conformidad con los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados (PCGA) y exceptuando las inversiones

La parte deducible que rebase la cota se podrá deducir en los siete ejercicios inmediatos posteriores conforme a las reglas que establezca la SHCP

La cota dejará de aplicar en 2010 si el Congreso y el Poder Ejecutivo Federal realizan las modificaciones necesarias en el marco legal de PEMEX para la implementación de mejores prácticas de gobierno corporativo y autonomía de gestión

(1) En ningún caso las deducciones por inversiones rebasarán el 100% de su monto original

Nota: El monto de la deducción por concepto de las inversiones, costos y gastos no excederá la siguiente cota (costcap)

100%

16.7%

5%

100%



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Tabla A12

Tasa para el cálculo del derecho sobre hidrocarburos para el Fondo de Estabilización

Rango de precio promedio ponderado anual del barril de

petróleo crudo mexicano exportado (US$)

Por ciento a aplicar sobre el valor del total de las extracciones de

petróleo crudo en el año

22.01-23.00 1.0%23.01-24.00 2.0%24.01-25.00 3.0%25.01-26.00 4.0%26.01-27.00 5.0%27.01-28.00 6.0%28.01-29.00 7.0%29.01-30.00 8.0%30.01-31.00 9.0%

31.00 en adelante 10.0%

Tabla A13 Tasa para el cálculo del derecho adicional

AñoProducción objetivo

de crudo(Mb)

2006 1,247,935

2007 1,259,980

2008 1,285,895

Metodología de cálculo del derecho adicional

( ) 16.32%DOH TasaReal Prod. Valor

sDeduccione1Real Prod. ValorObjetivo Prod. Valor

t

ttt ××

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−×−

DOH: Derecho ordinario sobre hidrocarburos



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Si desea contactarnos o ser incluido en la lista de distribución de Relación con Inversionistas, favor de llamar o mandar un correo a: Teléfono: (52 55) 1944 9700 Buzón de voz: (52 55) 1944 2500 ext. 59412 [email protected] Celina Torres Rolando Galindo [email protected] [email protected] Alejandro Reyes Armando Acosta [email protected] [email protected] Elizabeth Osman Yanina Bucciarelli [email protected] [email protected] 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, que realiza las transacciones de comercio internacional. Los montos en dólares de E.U.A. están convertidos con el tipo de cambio del 30 de septiembre de 2005 de Ps. 10.7907 por dólar de E.U.A. Este documento contiene proyecciones a futuro. Las declaraciones que no son históricas, incluyendo enunciados de creencias y expectativas, son proyecciones a futuro. Éstas son de buena fé y están basadas en los planes y estimaciones actuales; por lo tanto, no debe confiarse más de la cuenta en ellas. Las proyecciones a futuro se refieren solamente al día en que se realizaron, y no se tiene la obligación de actualizarlas públicamente a la luz de nueva información o eventos futuros. Las proyecciones a futuro implican riesgos inherentes e incertidumbres. Estos factores de riesgo e incertidumbres incluyen la volatilidad del precio del crudo, riesgos de producción, equipo y transporte inherentes a la industria petrolera, regulaciones ambientales en México; acciones del gobierno mexicano con respecto a su presupuesto, recaudación, actividades comerciales, control de las reservas de hidrocarburos, o pago del servicio de la deuda; así como cualquier limitación en las exportaciones derivada de acuerdos del gobierno mexicano; y riesgos económicos, políticos y cambiarios que afecten a México. Estos riesgos e incertidumbres están detallados en la versión más reciente de la Forma 20-F de PEMEX registrada en la Securities and Exchange Commission de E.U.A. (www.sec.gov) y el prospecto de PEMEX registrado ante la Comisión Nacional Bancaria y de Valores (CNBV) que se encuentra disponible en el portal de la Bolsa Mexicana de Valores (www.bmv.com.mx). Estos factores pueden provocar que los resultados realizados difieran materialmente de cualquier proyección. La Comisión de Valores de los Estados Unidos de América (SEC) permite que, en sus reportes a la SEC, las empresas de crudo y gas divulguen reservas probadas que hayan demostrado, por producción actual o pruebas de formación concluyentes, que son, bajo condiciones económicas y operativas existentes, económicamente y legalmente producibles. Nosotros usamos ciertos términos en este documento, tales como reservas totales, reservas probables y reservas posibles, que los lineamientos de la SEC prohíben estrictamente utilizar en sus reportes. Los inversionistas son invitados a considerar cuidadosamente la divulgación de la información en la Forma 20-F, “File No. 0-99”, disponible en Marina Nacional 329 Piso 38 Col. Huasteca, Cd. de México, 11311 o en el (52 55) 1944 9700 o en www.pemex.com. Esta forma puede también obtenerla directamente de la SEC llamando al 1-800-SEC-0330. El EBITDA, el flujo libre de caja y el flujo libre de caja discrecional son medidas no contempladas en los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados (PCGA) que se calculan como se describió previamente. Se presentan porque PEMEX considera que son medidas financieras de su habilidad para pagar el servicio de su deuda o de incurrir en deuda ampliamente aceptada. El EBITDA, el flujo libre de caja y el flujo libre de caja discrecional no deben considerarse un indicador del desempeño financiero, una alternativa al flujo de efectivo, una medida de liquidez o una medida comparable a medidas llamadas de manera similar por otras empresas. El cálculo de la deuda total incluye, adicionalmente a deuda documentada, los rubros generalmente considerados como deuda por los mercados financieros.

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