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Reporte de resultados financieros de PEMEX al 30 de septiembre de 2006 1/38 www.pemex.com

6 de noviembre de 2006

Reporte de resultados financieros de PEMEX

al 30 de septiembre de 2006

Principales aspectos financieros

PEMEX, la empresa petrolera mexicana y la novena empresa petrolera a nivel mundial(1), dirigida por Luis Ramírez Corzo, anunció sus resultados consolidados no auditados al 30 de septiembre de 2006.

Las ventas totales se incrementaron 10% en relación al tercer trimestre de 2005, alcanzando Ps. 276.5 miles de millones (US$25.2 miles de millones)(2)

El rendimiento antes de impuestos aumentó 31% respecto al tercer trimestre de 2005, ubicándose en Ps. 191.6 miles de millones (US$17.4 miles de millones)

El rendimiento neto fue de Ps. 28.9 miles de millones (US$2.6 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 ene. al 30 de sep. de2005 2006 Variación 2006 2005 2006 Variación 2006

(Ps. mm) (US$mm) (Ps. mm) (US$mm)Ventas totales 250,662 276,508 10% 25,846 25,152 687,964 807,369 17% 119,406 73,441

En México(1) 132,232 139,696 6% 7,464 12,707 376,549 406,410 8% 29,861 36,968 Exportaciones 118,430 136,812 16% 18,382 12,445 311,415 400,960 29% 89,545 36,472

146,695 191,630 31% 44,935 17,431 418,121 503,429 20% 85,308 45,793

Impuestos, derechos y aprovechamientos 160,575 162,772 1% 2,197 14,806 429,258 454,901 6% 25,643 41,379

(20,386) 28,858 242% 49,244 2,625 (12,998) 48,528 473% 61,526 4,414

EBITDA(2) 184,769 215,860 17% 31,091 19,635 489,146 619,298 27% 130,152 56,333 EBITDA / Gasto financiero bruto(3) 10.4 15.6 10.8 16.6

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 las Normas de Información Financieras (NIF) en México emitidas por el Consejo Mexicano para la Investigación y Desarrollo de Normas de Información Financiera (CINIF). El reconocimiento de los efectos de inflación se elaboró de conformidad con las Normas de Información Financiera en México, por lo tanto, las cifras en pesos son presentadas en pesos mexicanos constantes al 30 de septiembre de 2006.

Rendimiento (pérdida) neto

(1) Incluye el Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS).

(1) Petroleum Inteligence Weekly Ranking, diciembre, 2005. (2) Los montos en dólares de EUA están convertidos con el tipo de cambio del 30 de septiembre de 2006 de Ps. 10.9935 por dólar de EUA

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Principales aspectos operativos

En el tercer trimestre de 2006 la producción de gas natural aumentó 13% respecto al tercer trimestre de 2005 alcanzando 5,478 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) • El 30 de agosto de 2006 se registró el récord de producción nacional de gas

natural al alcanzar 5,648 MMpcd. La producción total de hidrocarburos líquidos fue 3,698 mil barriles diarios (Mbd), disminuyendo 0.3% respecto a la producción del tercer trimestre de 2005: • La producción de petróleo crudo disminuyó 40 Mbd, o 1%, promediando 3,247

Mbd • La producción de líquidos del gas aumentó 7%, ubicándose en 451 Mbd

El envío de gas a la atmósfera fue 4.7% de la producción total de gas natural, comparado con 4.9% en el tercer trimestre de 2005

Las exportaciones de crudo se redujeron 1.3%, promediando 1,697 Mbd Aspectos operativos Exploración y producción Producción de crudo

Durante el tercer trimestre de 2006 la producción de crudo promedió 3,247 Mbd, 1% menor al promedio alcanzado durante el tercer trimestre de 2005 de 3,286 Mbd. A pesar de que la producción de crudo pesado disminuyó 5%, las producciones de crudo ligero y superligero incrementaron 6% y 23%, respectivamente. La disminución en la producción de crudo pesado se debió principalmente al avance del contacto gas-aceite y agua-aceite en pozos del Activo Cantarell, a pesar de que la producción del Activo Ku-Maloob-Zaap se elevó en 20 Mbd, respecto al mismo periodo del año anterior. El incremento en la producción de crudos ligeros se debió a la terminación y reparación de pozos, así como a la infraestructura de producción de los activos Litoral de Tabasco y Abkatún-Pol-Chuc pertenecientes a la Región Marina Suroeste. Es importante mencionar que desde el mes de junio de 2006 el volumen de producción de crudos ligeros ha superado 1.0 MMbd.

Tabla 2

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasProducción de hidrocarburos líquidos

Del 1 de julio al 30 de sep. de Del 1 de ene. al 30 de sep. de2005 2006 Variación 2005 2006 Variación

(Mbd) (Mbd)Líquidos 3,709 3,698 -0.3% (11) 3,781 3,753 -1% (28)

Petróleo crudo 3,286 3,247 -1% (40) 3,342 3,307 -1% (36)Pesado 2,335 2,211 -5% (124) 2,408 2,305 -4% (103)Ligero 800 848 6% 49 797 826 4% 29Superligero 152 188 23% 36 137 175 28% 38

Líquidos del gas natural(1) 423 451 7% 28 438 446 2% 8

(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 13% respecto al tercer trimestre de 2005; el volumen de gas no-asociado creció 24% y el de gas asociado aumentó 6%. El aumento en la producción de gas no-asociado se debió principalmente al aumento en producción en los Activos Veracruz y Burgos, de la Región Norte. La mayor producción de gas asociado se debió a la terminación y reparación de pozos en los campos Ixtal, Sinán y Taratunich, de la Región Marina Suroeste. Es importante destacar que durante el tercer trimestre de 2006 los campos Lankahuasa y Arquimia alcanzaron su producción máxima esperada, que fue de 100 y 160 MMpcd, respectivamente. El 30 de agosto de 2006 se registró el récord de producción nacional al alcanzar 5,648 MMpcd.

Envío de gas a la atmósfera

En el tercer trimestre de 2006, el envío de gas a la atmósfera representó 4.7% de la producción total de gas natural. El decremento respecto al tercer trimestre de 2005 se debió a la optimización de las operaciones de manejo de gas, a pesar del desvío de gas a la atmósfera debido al mantenimiento del ducto Samaria-Cactus.

Tabla 3

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


(MMpcd) (MMpcd)Total 4,839 5,478 13% 638 4,781 5,286 11% 505

Asociado 2,945 3,130 6% 186 2,948 3,076 4% 128No-asociado 1,895 2,347 24% 453 1,833 2,210 21% 377

Envío de gas a la atmósfera 239 256 7% 17 179 216 21% 37Envío de gas / producción total 4.9% 4.7% 3.7% 4.1%


Terminación de pozos

Durante el tercer trimestre de 2006, el número total de pozos terminados fue de 147, una reducción de 17 respecto al tercer trimestre de 2005. El número de pozos exploratorios perforados fue de 19, un aumento de 8 respecto al mismo periodo del año anterior, debido a un mayor número de equipos operando en Burgos, así como a mayor actividad en los proyectos Campeche Poniente y Coatzacoalcos de la Región Marina Suroeste. Los pozos en desarrollo terminados fueron 128, una reducción de 25 pozos debida a un menor número de equipos operando en el proyecto Burgos y a la disminución de la actividad en el proyecto Veracruz. No obstante, la producción en ambos proyectos se incrementó.



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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 ene. al 30 de sep. de2005 2006 Variación 2005 2006 Variación(Número de

pozos)(Número de

pozos)Pozos perforados 164 147 -10% (17) 561 496 -12% (65)

Desarrollo 153 128 -16% (25) 509 444 -13% (65)Exploración 11 19 73% 8 52 52 0% 0

Pozos en operación(1) 5,723 6,180 8% 457Inyectores 238 263 11% 25Productores 5,485 5,917 8% 432

Crudo 3,046 3,136 3% 90Gas no asociado 2,439 2,781 14% 342

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

Información sísmica

En el tercer trimestre de 2006 la información sísmica 2D aumentó 5% respecto al mismo periodo de 2005. Esto se debe, principalmente al incremento de la actividad que se realiza en la Región Sur con el propósito de visualizar trampas susceptibles de contenido de hidrocarburos. La información sísmica 3D observó una disminución de 28%, las actividades exploratorias se enfocaron en los trabajos de análisis e interpretación de información previamente obtenida.

Tabla 5

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasInformación sísmica


Sísmica2D (km) 619 656 6% 37 3,326 1,326 -60% (2,000) 3D (km2) 1,109 793 -28% (316) 6,841 2,129 -69% (4,712)


Descubrimientos A continuación se muestran los principales descubrimientos realizados en el tercer

trimestre de 2006:


Principales descubrimientos

Pozos exitosos enProyecto 3T06 Era geológica Producción inicial Tipo

Burgos Cheche-1 Eoceno 2.4 MMpcd Gas secoBurgos General-8 Paleoceno 12.0 MMpcd Gas secoCampeche Poniente Homol-101 Jurásico 1.2 Mbd Crudo LigeroBurgos Mareógrafo Paleoceno 6.6 MMpcd Gas seco



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Proyecto Jujo-Tecominoacán

El campo Jujo-Tecominoacán constituye la segunda acumulación de hidrocarburos más importante de la Región Sur, después de A.J. Bermúdez. Pertenece al Activo Integral de Producción Jujo-Tecominoacán y se localiza a 73 km de la ciudad de Villahermosa, Tabasco. Es un yacimiento naturalmente fracturado que produce crudo ligero (38° API). Su descubrimiento se realizó en 1980 con la perforación del pozo Jujo 2-A, iniciando su producción en octubre del mismo año. Inicialmente el desarrollo se concentró en el área de Jujo, hasta que en 1983 se perforó el pozo Tecominoacán 101-B. Los bloques en que se encuentra subdividido estructuralmente este campo están conectados hidráulicamente entre sí, por lo que la estrategia de explotación se realiza en forma integral. El proyecto integral Jujo-Tecominoacán fue aprobado para su ejecución en 2002 bajo el esquema de inversión PIDIREGAS con la finalidad de maximizar la recuperación de crudo mediante el mantenimiento de presión. Las principales actividades realizadas durante el periodo 2002- 2006 de ejecución del proyecto son: • Adquisición de 670 km2 de sísmica 3D • Terminación de 20 pozos de desarrollo • 52 reparaciones mayores a pozos en explotación • Producción acumulada 2002-2006 de 182 millones de barriles de crudo equivalente

(MMMbpce) Al 31 de diciembre de 2005 las reservas probadas remanentes del campo Jujo-Tecominoacán ascienden a 534 millones de barriles de crudo (MMb) y 1,295 miles de millones de pies cúbicos de gas natural (MMMpc). Las metas para el año 2006 son alcanzar una producción promedio anual de 90 Mbd y 99 MMpcd. Para ello se realizarán las siguientes actividades: • Terminación de 5 pozos de desarrollo • Reparación mayor a 25 pozos Para el periodo 2007-2021 se planea una inversión total de 13 mil millones de pesos, destinada a las siguientes actividades: • Terminación de 11 pozos de desarrollo • 34 reparaciones mayores (25 de ellas enfocadas optimizar la inyección de gas) • Construcción de 6 km de oleogasoductos, 25 km de oleoductos y 15 km de

gasoductos La ejecución de estos trabajos permitirá que para el año 2008 el proyecto alcance una producción promedio anual de 89 Mbd.



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Cantarell Durante el periodo enero - septiembre de 2006 se terminaron 9 pozos y se realizaron

39 reparaciones mayores en el proyecto Cantarell, alcanzando una producción promedio de 1,845 Mbd de crudo y 728 MMpcd de gas natural. Durante el último trimestre del año se tiene programada la terminación de 6 pozos y 16 reparaciones mayores, así como infraestructura de separación de nitrógeno y agua. Los modelos analíticos para predecir el comportamiento de Cantarell han sido actualizados con la finalidad de mejorar la exactitud de los estimados de producción. La producción promedio anual de Cantarell para 2006 ha sido revisada a 1,800 Mbd. Para administrar la declinación de la producción del activo, se tienen programadas las siguientes acciones: • Concluir en 2007 una planta eliminadora de nitrógeno en Cd. Pemex • Continuar inyectando gas seco a la corriente de gas para bombeo neumático

proveniente de los pozos del campo Narváez para diluir el contenido de nitrógeno del gas de inyección

• Operación de una planta deshidratadora en Nohoch • Conversión de seis separadores bifásicos a trifásicos para extraer el agua y

producir crudo de acuerdo a especificaciones comerciales Aguas Profundas

Los resultados de las actividades exploratorias han permitido corroborar la magnitud de las estimaciones iniciales de recursos prospectivos en el Golfo de México. A la fecha, PEMEX ha perforado los pozos Chuktah-201, Nab-1 y Noxal-1, confirmando la existencia de hidrocarburos en los dos últimos. Actualmente, se está perforando el cuarto pozo, Lacach-1, con el objetivo de evaluar el potencial de hidrocarburos dentro del proyecto exploratorio denominado Golfo de México-B. Lacach-1 es el pozo con el mayor tirante de agua perforado en México con 988 metros y una profundidad programada de más de 4,000 metros verticales (de los cuales a la fecha se han perforado 3,800 metros); se localiza a 124 km al Noroeste del Puerto de Coatzacoalcos, Veracruz. La estrategia actual de exploración en aguas profundas contempla tres actividades principales: • Incrementar el número de localizaciones exploratorias autorizadas, para acelerar la

incorporación de reservas probadas. • Fortalecer las habilidades y conocimientos técnicos en materia de aguas profundas

a lo largo de la cadena de valor de Exploración y Producción (exploración, perforación, desarrollo y explotación), mediante la capacitación intensiva de especialistas.

• Incrementar la capacidad de ejecución de PEMEX a través de la incorporación de terceros en áreas no factibles de ser exploradas y desarrolladas por PEMEX. Por tal motivo, se encuentran en elaboración modelos de contratos que permitan incorporar mejores prácticas de compañías de servicios, cumpliendo la normatividad actual.



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

Durante el tercer trimestre de 2006 el proceso de gas natural en tierra se incrementó 14%. El aumento es resultado de: • Un incremento de 353 MMpcd en el proceso de gas húmedo debido a la mayor

producción de gas no-asociado en las cuencas de Burgos y Veracruz • Un incremento de 191 MMpcd en el proceso de gas húmedo amargo por la mayor

producción de crudos ligeros en las regiones marinas Como resultado de lo anterior, en el tercer trimestre de 2006, las producciones de gas seco y líquidos del gas aumentaron 18% y 7% respectivamente, comparado al mismo periodo de 2005.

Tabla 7

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


(MMpcd) (MMpcd)Proceso de gas en tierra 3,790 4,334 14% 544 3,884 4,159 7% 275

Gas húmedo amargo 3,064 3,255 6% 191 3,162 3,241 2% 79Gas húmedo dulce 726 1,079 49% 353 722 918 27% 196

ProducciónGas seco 3,082 3,622 18% 539 3,135 3,432 9% 297Líquidos del gas natural (Mbd)(1) 423 451 7% 28 438 446 2% 8

(1) Incluye otras corrientes a fraccionamiento.Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

Obras de infraestructura

La planta criogénica 4 del Centro Procesador de Gas (CPG) Burgos, la cual tiene una capacidad de proceso de 200 MMpcd, inició operaciones en el mes de julio. Durante septiembre se publicó la convocatoria de la licitación pública internacional para la construcción de las plantas 5 y 6 de este CPG. Con ello se pretende que la capacidad de procesamiento de gas húmedo dulce del complejo alcance 1,200 MMpcd en 2008. En el trimestre se publicó la licitación de la tubería del libramiento a la ciudad de Jalapa relacionada con el proyecto de construcción de la Estación de Compresión Emiliano Zapata. El 8 de agosto de 2006 inició operaciones el ducto de naftas Burgos-Peñitas con una capacidad de 24 Mbd. Éste transporta gasolinas naturales desde el CPG Burgos hasta la frontera con Texas, donde se interconecta con el ducto de Valero que llega hasta Brownsville.



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Refinación Proceso En el tercer trimestre de 2006 el proceso total de crudo se redujo 1%. El proceso de

corrientes pesadas disminuyó 12% y el de ligeras aumentó 7%. La reducción en el proceso de crudo se debió principalmente al ciclo de mantenimientos programados durante el trimestre. La disminución en el procesamiento de corrientes pesadas fue compensada por el incremento en el proceso de crudo reconstituido, al utilizar crudo Istmo en la planta estabilizadora en el complejo de La Cangrejera con el objeto de incrementar la elaboración de destilados y disminuir la producción de combustóleo.

Tabla 8

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasProceso de crudo


(Mbd) (Mbd)Proceso total 1,287 1,278 -1% (9) 1,301 1,285 -1% (16)

Corrientes pesadas 546 482 -12% (65) 545 505 -7% (40)Corrientes ligeras 741 796 7% 55 756 780 3% 24


Utilización de la capacidad

Como consecuencia de la reducción en el proceso de crudo, durante el tercer trimestre de 2006 la utilización de la capacidad de destilación primaria disminuyó de 83.6% a 83.0%.

Producción Durante el tercer trimestre de 2006 la producción de refinados aumentó 10 Mbd para

alcanzar un promedio de 1,544 Mbd. La producción de gasolina se mantuvo prácticamente constante. La producción de diesel aumentó 6%, y la de combustóleo se redujo 6%, principalmente como resultado del procesamiento de crudo Istmo en el complejo de la Cangrejera,

Tabla 9

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasProducción de refinados


(Mbd) (Mbd)Producción total 1,534 1,544 1% 10 1,565 1,552 -1% (13)

Gasolinas 454 455 0.2% 1 461 455 -1% (6)Combustóleo 345 326 -6% (19) 353 330 -7% (24)Diesel 310 328 6% 18 315 326 3% 10Gas licuado de petróleo (GLP) (1) 240 245 2% 5 249 247 -1% (2)Turbosina 63 62 -2% (1) 64 64 1% 0Otros(2) 121 128 6% 7 123 131 6% 7

(1)Incluye producción de Pemex Gas (2)Incluye principalmente parafinas, extracto de furfural y aeroflex.Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.



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Margen variable de refinación

El margen variable de refinación es una estimación del rendimiento de operación por barril de crudo procesado. La estimación del rendimiento de operación es el valor de las ventas menos el costo de: • Materias primas • Combustóleo y gas natural utilizados para el funcionamiento de las refinerías

(autoconsumos) • Energía eléctrica, agua y catalizadores (servicios auxiliares) En el tercer trimestre de 2006 el margen variable de refinación aumentó 54% respecto al tercer trimestre de 2005, de US$5.58 a US$8.59 por barril, debido al aumento en los precios de petrolíferos a nivel internacional, así como la mayor elaboración de productos de mayor valor, principalmente diesel.

Franquicias Al 30 de septiembre de 2006, el número de franquicias de estaciones de servicio se

ubicó en 7,455, lo que representa 6% más a las 7,041 existentes al 30 de septiembre de 2005.



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Petroquímicos Producción Durante el tercer trimestre de 2006 la producción de petroquímicos fue de 2,796 miles

de toneladas (Mt), 8% mayor a la del mismo periodo de 2005. Este aumento se debió principalmente a mayores volúmenes en la cadena del etano al reiniciar operaciones la planta de etileno de Pajaritos (fuera de operación por más de dos años por mantenimiento), al mejor desempeño en la operación de la planta de óxido de etileno del Complejo Petroquímico Morelos, así como a la producción de polietileno de la nueva planta Swing, también en el Complejo Petroquímico Morelos. La disminución en la producción de amoniaco se debió principalmente a que la planta de Cosoleacaque entró en mantenimiento durante el mes de septiembre. Por otra parte, se suspendió la producción de acrilonitrilo debido a la falta de mercado por el incremento en precio de este producto.

Tabla 10

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasProducción de petroquímicos


(Mt) (Mt)Producción total 2,599 2,796 8% 197 7,959 8,211 3% 252

Derivados del metanoAmoniaco 129 122 -6% (8) 399 462 16% 63Metanol 9 5 -42% (4) 81 54 -34% (27)

Derivados del etanoEtileno 254 302 19% 49 805 843 5% 38Oxido de etileno 77 97 25% 19 259 271 5% 13Polietileno de baja densidad 77 83 8% 6 213 247 16% 35Polietileno de alta densidad 39 39 0% (0) 124 122 -2% (2)Cloruro de vinilo 39 41 6% 2 90 145 61% 55

Aromáticos y derivadosTolueno 64 61 -4% (3) 191 149 -22% (42)Etilbenceno 44 44 0% 0 114 108 -5% (6)Benceno 43 41 -6% (3) 127 95 -25% (32)

Propileno y derivadosAcrilonitrilo 21 N/D - - 53 N/D - -Propileno 102 89 -12% (12) 288 259 -10% (29)

Otros(1) 1,701 1,871 10% 170 5,215 5,456 5% 241

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

Obras de infraestructura

Durante el periodo se terminaron los trabajos de procura, ingeniería y construcción de la planta Swing para producir 300 Mt por año de polietileno lineal de baja y alta densidad en el Complejo Petroquímico Morelos.



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Comercio internacional (3) Exportaciones de crudo

Durante el tercer trimestre de 2006 las exportaciones de crudo de PEMEX promediaron 1,697 Mbd, 1% menores a las registradas en el tercer trimestre de 2005. Aproximadamente el 85% de las exportaciones totales de crudo estuvieron compuestas por crudo pesado (Maya) y el resto por crudo ligero y superligero (Istmo y Olmeca). El 82% del total de las exportaciones de crudo fueron a los Estados Unidos de América, mientras que el 18% restante fue distribuido a Europa (10%), al resto del Continente Americano (7%) y al Lejano Oriente (1%). El precio ponderado de la mezcla mexicana de exportación se ubicó en US$58.09 por barril, comparado con US$49.54 por barril en el tercer trimestre de 2005, lo que representa un incremento de 17%

Exportaciones de refinados y petroquímicos

Las exportaciones de productos refinados se ubicaron en 182 Mbd, 2% superiores a las del tercer trimestre de 2005. Lo anterior se debió principalmente al aumento del procesamiento de crudo Istmo en el complejo de la Cangrejera. Los principales productos refinados exportados fueron nafta y turbosina. Las exportaciones de petroquímicos aumentaron 5%, o 10 Mt, situándose en 205 Mt, esto se debió principalmente al arranque de la nueva planta Swing del Complejo Petroquímico Morelos. Los principales productos petroquímicos exportados fueron el azufre(4), etileno y el polietileno lineal de baja densidad.

Tabla 11

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasExportaciones(1)


Exportación de crudo (Mbd)(2)

Total 1,719 1,697 -1% (23) 1,793 1,837 2% 43Pesado 1,414 1,435 2% 21 1,525 1,534 1% 10Ligero 88 30 -66% (58) 50 69 37% 18Superligero 217 231 7% 14 218 233 7% 15

Precio promedio (US$/b) 49.54 58.09 17% 9 41.76 54.90 31% 13Productos refinados (Mbd) 180 182 2% 3 184 188 2% 4Petroquímicos (Mt) 195 205 5% 10 676 638 -6% (38)

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

(3) Fuente: PMI (4) Aunque el azufre no es estrictamente un producto petroquímico, se considera en este grupo.



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Importaciones En el tercer trimestre de 2006 las importaciones de gas natural promediaron 494

MMpcd, 9% superiores a las registradas durante el tercer trimestre de 2005, debido al incremento en la demanda nacional, principalmente de CFE. Las importaciones de productos refinados aumentaron 6%, de 384 Mbd a 407 Mbd. Este incremento se debió principalmente al aumento en la demanda de gasolinas y diesel. Las importaciones de petroquímicos aumentaron 15%, situándose en 104 Mt, básicamente como consecuencia de un mayor requerimiento de isobutano para gasolinas. Los principales productos importados fueron isobutanos, tolueno, xilenos y metanol.

Tabla 12

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasImportaciones(1)


Gas natural (MMpcd) 453 494 9% 42 547 487 -11% (60)Productos refinados (Mbd)(2) 384 407 6% 23 372 422 14% 50Petroquímicos (Mt) 91 104 15% 14 239 328 37% 89

(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, 59 Mbd y 57 Mbd de GLP para el segundo trimestre de 2005 y 2006, respectivamente; y 63 Mbd y 65 Mbd de GLP para el periodo enero - junio de 2005 y 2006, respectivamente.Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.



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Resultados financieros al 30 de septiembre de 2006 Ventas Ventas totales Durante el tercer trimestre de 2006 las ventas totales, incluyendo el impuesto especial

sobre producción y servicios (IEPS) se incrementaron 10% en pesos constantes comparado con el tercer trimestre de 2005, de Ps. 250.7 a Ps. 276.5 miles de millones. Este aumento se debió principalmente a mayores precios de crudo y refinados.

Ventas en México

En el tercer trimestre de 2006 las ventas en México incluyendo IEPS aumentaron 6%, de Ps. 132.2 a Ps. 139.7 miles de millones. Las ventas en México, sin IEPS, aumentaron 7%, de Ps. 130.0 a Ps. 139.7 miles de millones: • Las ventas de gas natural disminuyeron 11%, de Ps. 22.4 a Ps. 20.0 miles de

millones, como resultado de una reducción de 23% en el precio promedio, de US$8.12 a US$6.29 por millón de Unidad Térmica Británica (MMBtu) y a la depreciación del tipo de cambio, situación que no fue compensada por el aumento de 20% en volumen, de 2,590 a 3,104 MMpcd

• Las ventas de productos refinados sin IEPS aumentaron 11%, de Ps. 102.1 a Ps. 113.6 miles de millones. El volumen de ventas de productos refinados disminuyó 1%, de 1,757 a 1,740 Mbd. El IEPS causado por dichas ventas se acreditó contra otros impuestos y el desembolso final fue cero, en comparación con los Ps. 2.2 miles de millones pagados en el tercer trimestre de 2005. Las ventas de productos refinados con IEPS aumentaron 9%, de Ps. 104.3 a Ps. 113.6 miles de millones

• Las ventas de petroquímicos subieron 12%, de Ps. 5.5 a Ps. 6.1 miles de millones y el volumen de ventas disminuyó 2%, de 966 a 944 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 132,232 139,696 6% 7,463 12,707 376,549 406,410 8% 29,860 36,968 Ventas en México sin IEPS 130,014 139,696 7% 9,682 12,707 358,133 406,410 13% 48,276 36,968

Gas natural 22,449 19,988 -11% (2,460) 1,818 58,764 59,465 1% 701 5,409 Productos refinados incluyendo IEPS 104,326 113,591 9% 9,265 10,333 301,498 330,331 10% 28,833 30,048

Productos refinados 102,108 113,591 11% 11,483 10,333 283,082 330,331 17% 47,249 30,048 Gasolinas 50,794 58,620 15% 7,826 5,332 137,613 165,772 20% 28,159 15,079 Diesel 21,021 22,407 7% 1,387 2,038 59,998 65,683 9% 5,685 5,975 GLP 12,282 12,768 4% 486 1,161 36,344 38,884 7% 2,541 3,537 Otros 18,011 19,795 10% 1,784 1,801 49,128 59,992 22% 10,864 5,457

IEPS 2,219 - -100% (2,219) - 18,416 - -100% (18,416) - Productos petroquímicos 5,457 6,116 12% 659 556 16,287 16,613 2% 326 1,511


*Estados financieros consolidados elaborados conforme a Normas de Información Financieras en México emitidas 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 las Normas de Información Financiera en México, por lo tanto, las cifras en pesos son presentadas en pesos mexicanos constantes al 30 de septiembre de 2006.



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Volumen de ventas en México(1)


Gas natural (MMpcd) 2,590 3,104 20% 514 2,675 2,969 11% 294Productos refinados (Mbd) 1,757 1,740 -1% (17) 1,764 1,761 -0.2% (3)

Gasolina 670 718 7% 48 662 710 7% 48Diesel 322 344 7% 22 316 344 9% 27GLP 295 290 -2% (5) 308 300 -3% (8)Otros 470 389 -17% (81) 478 407 -15% (71)

Petroquímicos (Mt) 966 944 -2% (22) 2,828 2,814 0% (14)


Exportaciones En el tercer trimestre de 2006 las ventas por exportaciones fueron Ps. 136.8 miles de

millones (US$12.4 miles de millones), 16% mayores a las exportaciones registradas en el tercer trimestre de 2005 de Ps. 118.4 miles de millones. • Las ventas por exportaciones de petróleo crudo y condensados aumentaron 14%, de

Ps. 106.4 a Ps. 121.6 miles de millones, derivado principalmente de un incremento de 17% en el precio de exportación de crudo, de US$49.54 a US$ 58.09 y contrarrestado por una disminución de 1.3% en volumen, de 1,719 a 1,697 Mbd

• Las ventas por exportaciones de productos refinados aumentaron 24%, de Ps. 11.4 a Ps. 14.1 miles de millones y el volumen aumentó 2%, de 180 a 182 Mbd

• Las ventas por exportaciones de petroquímicos aumentaron 65%, de Ps. 0.6 a Ps. 1.1 miles de millones y el volumen aumentó 5%, de 195 a 205 Mt

Tabla 15

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasExportaciones


(Ps. mm) (US$mm) (Ps. mm) (US$mm)Exportaciones totales 118,430 136,813 16% 18,383 12,445 311,415 400,960 29% 89,545 36,472

Petróleo crudo y condensados 106,360 121,612 14% 15,252 11,062 278,873 360,249 29% 81,376 32,769 Productos refinados 11,423 14,137 24% 2,714 1,286 29,442 38,028 29% 8,586 3,459 Productos petroquímicos 646 1,063 65% 417 97 3,100 2,683 -13% (417) 244





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Costos y gastos de operación Costos y gastos de operación

En el tercer trimestre de 2006 los costos y gastos de operación aumentaron 25%, o Ps. 24.8 miles de millones respecto al mismo trimestre del año pasado, ubicándose en Ps. 123.0 miles de millones (US$11.2 miles de millones). Esta variación se debió principalmente a: • Un incremento de Ps. 15.0 miles de millones en el costo de compra de productos a

terceros realizada por PMI • Un aumento de Ps. 10.2 miles de millones por variación de inventarios • Un incremento de Ps. 2.4 miles de millones en depreciación y amortización • Un incremento de Ps. 2.0 miles de millones por compra de productos • Un aumento de Ps. 1.2 miles de millones en el costo de la reserva laboral • Un aumento de Ps. 1.2 miles de millones en gastos de exploración y pozos no

exitosos • Un aumento de Ps. 0.4 miles de millones en conservación y mantenimiento • Una disminución de Ps. 5.1 miles de millones en gastos de operación y, • Una reducción de Ps. 2.6 miles de millones por gastos de maquila

Costo de lo vendido

En el tercer trimestre de 2006 el costo de lo vendido aumentó 35%, o Ps. 27.0 miles de millones, respecto al tercer trimestre de 2005, alcanzando Ps. 105.2 miles de millones (US$9.6 miles de millones). La variación se compone principalmente por: • Un incremento de Ps. 15.0 miles de millones en el costo de compra de productos a

terceros realizada por PMI • Un aumento de Ps. 10.2 miles de millones por variación de inventarios • Un incremento de Ps. 2.4 miles de millones en depreciación y amortización • Un incremento de Ps. 2.0 miles de millones por compra de productos • Un aumento de Ps. 1.2 miles de millones por gastos de exploración y pozos no

exitosos • Un incremento de Ps. 0.7 miles de millones en el costo de la reserva laboral • Un aumento de Ps. 0.5 miles de millones en conservación y mantenimiento • Una reducción de Ps. 2.6 miles de millones por gastos de maquila • Una reducción de Ps. 2.4 miles de millones en gastos de operación, principalmente

en adquisición de materiales Gastos de distribución

Durante el tercer trimestre de 2006 los gastos de distribución se redujeron 2%, de Ps. 5.8 a Ps. 5.7 miles de millones (US$0.5 miles de millones). La disminución se debió, principalmente, a un decremento de 7.5%, o Ps. 0.3 miles de millones, principalmente en gastos de conservación y mantenimiento.

Gastos de administra-ción

En el tercer trimestre de 2006 los gastos de administración bajaron 14%, de Ps. 14.2 a Ps. 12.2 miles de millones (US$1.1 miles de millones). El decremento se debió principalmente a una reducción de Ps. 2.5 miles de millones en gastos de operación, parcialmente compensado por un incremento en la reserva laboral de Ps. 0.6 miles de millones.



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Costo por reserva laboral

En el tercer trimestre de 2006, el costo por reserva laboral aumentó 8%, de Ps. 14.1 a Ps. 15.3 miles de millones. Este costo es prorrateado entre el costo de lo vendido, los gastos de distribución y los gastos de administración.

Rendimiento de operación Aumentó 1% En el tercer trimestre de 2006 el rendimiento de operación fue Ps. 153.5 miles de

millones (US$14.0 miles de millones), 1% superior a la cifra comparable de 2005 de Ps. 152.5 miles de millones. Sin considerar el IEPS, el incremento del rendimiento de operación fue de 2%, o Ps. 3.2 miles de millones, de Ps. 150.2 a Ps. 153.5 miles de millones (US$14.0 miles de millones).

Costo integral de financiamiento Reducción del CIF

En el tercer trimestre de 2006 el costo integral de financiamiento disminuyó Ps. 19.6 miles de millones, pasando de Ps. 13.0 a Ps. 6.6 miles de millones (US$0.6 miles de millones). La disminución se debió principalmente a:

• Una reducción de Ps. 7.8 miles de millones de intereses netos • Un aumento de Ps. 10.3 miles de millones de pérdida cambiaria • Un aumento de Ps. 1.5 miles de millones en la utilidad por posición monetaria

Intereses netos

En el tercer trimestre de 2006 los intereses netos, disminuyeron 49%, de Ps. 16.0 a Ps. 8.1 miles de millones (US$0.7 miles de millones). Los intereses a cargo, considerando capitalizables, disminuyeron Ps. 4.0 miles de millones, mientras que los intereses a favor aumentaron Ps. 3.8 miles de millones.

Pérdida cambiaria

En el tercer trimestre de 2006 PEMEX registró una ganancia cambiaria de Ps. 10.1 miles de millones (US$0.9 miles de millones), comparado a una pérdida cambiaria de Ps. 0.2 miles de millones en el tercer trimestre de 2005. Esta disminución se debió principalmente a la depreciación del tipo de cambio del peso respecto al dólar de 2.5% durante el tercer trimestre de 2006, comparado a una apreciación de 0.1% en el mismo período de 2005.

Resultado por posición monetaria

En el tercer trimestre de 2006 la utilidad por posición monetaria fue de Ps. 4.7 miles de millones (US$0.4 miles de millones), representando un aumento de Ps. 1.5 miles de millones respecto al tercer trimestre de 2005. El aumento de la posición monetaria se debió principalmente a un incremento en la inflación de 1.5% en el tercer trimestre de 2006 en comparación con un aumento de 1.0% en periodo anterior.



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Tabla 16


(Ps. mm) (US$mm) (Ps. mm) (US$mm)Costo integral de financiamiento 13,002 (6,608) -151% (19,610) (601) 7,426 19,827 167% 12,401 1,803

Intereses a favor (1,856) (5,661) (3,805) (515) (15,047) (15,318) 2% (271) (1,393) Intereses a cargo 17,821 13,808 -23% (4,013) 1,256 45,228 37,206 -18% (8,021) 3,384 Pérdida (ganancia) por variación cambiaria 200 (10,085) ###### (10,285) (917) (16,674) 5,250 -131% 21,924 478 Resultado por posición monetaria (utilidad) (3,163) (4,671) 48% (1,507) (425) (6,081) (7,312) 20% (1,231) (665)


Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasCosto integral de financiamiento


Otros ingresos Otros ingresos netos

En el tercer trimestre de 2006 el rubro de otros ingresos netos pasó de Ps. 7.2 a Ps. 31.5 miles de millones (US$2.9 miles de millones). Este aumento se debió principalmente a mayores ingresos generados por la compensación por acreditación del IEPS que fue de Ps. 27.1 miles de millones, lo que indica una transferencia del gobierno federal a PEMEX.

Rendimiento antes de impuestos, derechos y aprovechamientos Incremento de 31%

En el tercer trimestre de 2006 el rendimiento antes de impuestos, derechos y aprovechamientos fue Ps. 191.6 miles de millones (US$17.4 miles de millones), en comparación con Ps. 146.7 miles de millones. El aumento de 31% se debió a: • Un incremento de Ps. 1.0 miles de millones del rendimiento de operación • Un aumento de Ps. 24.3 miles de millones de otros ingresos netos • Una disminución de Ps. 19.6 miles de millones del costo integral de financiamientos



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Impuestos, derechos y aprovechamientos Aumento de 1.4%

El monto de impuestos, derechos y aprovechamientos pagados en el tercer trimestre de 2006 aumentó 1.4%, de Ps. 160.6 a Ps. 162.8 miles de millones. Sin embargo, como proporción de las ventas totales, el monto de impuestos, derechos y aprovechamientos representó el 59% en 2006 y 64% en 2005.

DOSH y otros A partir del 1 de enero de 2006, PEMEX está sujeto a un nuevo régimen fiscal cuyo

esquema de contribuciones para Pemex Exploración y Producción queda establecido en la Ley Federal de Derechos, el resto de los Organismos Subsidiarios continúa establecido en la Ley de Ingresos de la Federación. El derecho principal en el régimen fiscal actual de Pemex Exploración y Producción es el Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOSH), cuya base gravable es un quasi rendimiento de operación. Adicionalmente al pago del DOSH, Pemex Exploración y Producción paga los siguientes derechos: • Derecho sobre extracción de petróleo • Derecho extraordinario sobre la exportación de petróleo • Derecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabilización de los ingresos

petroleros • Derecho para el fondo de investigación científica y tecnológica en materia de

energía • Derecho para la fiscalización petrolera • Derecho adicional • Aprovechamiento por rendimientos excedentes Durante el tercer trimestre de 2006 el monto pagado de DOSH fue de 138.3 miles de millones (US$12.6 miles de millones), esto es Ps. 18.5 miles de millones superior al observado en el tercer trimestre de 2005.

IEPS Bajo el régimen fiscal actual, el Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS)

aplicable a gasolinas y diesel de uso automotriz continúa establecido en la Ley de Ingresos de la Federación. El IEPS lo paga el consumidor final de gasolinas y diesel para uso automotriz. PEMEX es un intermediario entre la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y el consumidor final ya que PEMEX retiene el IEPS y lo paga al gobierno federal. La diferencia entre el precio al público, o precio final, y el costo estimado de producción de gasolinas y diesel es, principalmente, el IEPS. El precio al público, o precio final, de gasolinas y diesel lo establece la SHCP. El costo estimado de producción de gasolinas y diesel de PEMEX está referenciado al de una refinería eficiente en el Golfo de México. Durante los primeros nueve meses de 2005 y de 2006 el costo estimado de producción de gasolinas y diesel fue superior al precio al público o precio final. En 2005 PEMEX cubrió la diferencia. En 2006 esta diferencia fue acreditada a otros impuestos y derechos que PEMEX paga de conformidad con la Ley de Ingresos de la Federación 2006. En el tercer trimestre de 2006 no se pagó IEPS, éste fue acreditado contra otros impuestos y el desembolso final fue cero, comparado con un pago de Ps. 2.2 miles de millones del tercer trimestre de 2005.



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ARE En 2005 el Aprovechamiento sobre Rendimientos Excedentes (ARE) representó el

39.2% de los ingresos por exportación de petróleo crudo por arriba de US$23.00 por barril. En 2006 el ARE equivale al 6.5% de los ingresos por exportación de petróleo crudo por arriba de US$36.50 por barril. Este impuesto está complementado por el Derecho extraordinario sobre la exportación de petróleo (DEE), el cual equivale al 13.1% de los ingresos por exportación de petróleo por arriba de US$36.50 por barril. La suma del ARE y el DEE corresponde al 19.6%, que representa el 50% del ARE aplicado en 2005. En el tercer trimestre de 2006 el ARE fue de Ps. 2.3 miles de millones (US$0.2 miles de millones), mientras que en el periodo comparable de 2005, el ARE fue de Ps. 18.3 miles de millones. La recaudación del ARE y el DEE se destinarán a los estados de la República Mexicana.

Tabla 17

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


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

160,575 162,772 1% 2,197 14,806 0 429,258 454,901 6% 25,643 41,379 138,301 156,843 13% 18,542 14,267 0 366,496 439,703 20% 73,207 39,997

Derecho ordinario sobre hidrocarburos 138,301 138,255 -0.03% (47) 12,576 0 366,496 388,197 6% 21,701 35,311 Derecho sobre extracción de petróleo - 10 10 1 - 32 32 3

Derecho extraordinario sobre la exportación de petróleo - 4,512 #DIV/0! 4,512 410 0 - 12,965 #DIV/0! 12,965 1,179 Derecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabilización - 12,284 #DIV/0! 12,284 1,117 0 - 35,660 #DIV/0! 35,660 3,244 Derecho para el fondo de investigación científica y tecnológica en materia de energía - 109 #DIV/0! 109 10 0 - 316 #DIV/0! 316 29 Derecho para la fiscalización petrolera - 7 #DIV/0! 7 1 0 - 19 #DIV/0! 19 2 Derecho adicional - 1,667 #DIV/0! 1,667 152 0 - 2,513 #DIV/0! 2,513 229

2,219 - -100% (2,219) - 0 18,416 - -100% (18,416) - 18,298 2,312 -87% (15,986) 210 0 40,566 6,506 -84% (34,060) 592

1,758 3,617 106% 1,860 329 0 3,779 8,691 130% 4,912 791



Total de impuestos, derechos y aprovechamientos

Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) Aprovechamiento sobre rendimientos Otros impuestos y derechos

Derechos sobre hidrocarburos



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Rendimiento neto Aumento a Ps. 28.9 miles de millones

En el tercer trimestre de 2006 PEMEX registró un rendimiento neto de Ps. 28.9 miles de millones (US$2.6 miles de millones), comparado con una pérdida neta de Ps. 20.4 miles de millones en el tercer trimestre de 2005. El aumento de Ps. 49.2 miles de millones se explica por: • Un aumento en otros ingresos netos de Ps. 24.3 miles de millones • Un aumento del efecto acumulado inicial por la adopción de nuevos pronunciamientos

contables de Ps. 6.5 miles de millones • Un aumento en impuestos, derechos y aprovechamientos de Ps. 2.2 miles de millones • Un incremento en el rendimiento de operación de Ps. 1.0 miles de millones • Una disminución en el costo integral de financiamiento de Ps. 19.6 miles de millones

EBITDA Aumentó 17% En el tercer trimestre de 2006 el EBITDA aumentó 17%, de Ps. 184.8 a Ps. 215.9 miles de

millones (US$19.6 miles de millones).

Tabla 18


(Ps. mm) (US$mm) (Ps. mm) (US$mm)Rendimiento (pérdida) neto (20,386) 28,858 -242% 49,244 2,625 (12,998) 48,528 -473% 61,526 4,414 + Impuestos, derechos y aprovechamientos 160,575 162,772 1% 2,197 14,806 429,258 454,901 6% 25,643 41,379 - Impuesto Especial sobre Producción y

Servicios (IEPS) 2,219 - -100% (2,219) - 18,416 - -100% (18,416) -

+ Costo integral de financiamiento 13,002 (6,608) -151% (19,610) (601) 7,426 19,827 167% 12,401 1,803 + Depreciación y amortización 13,192 15,553 18% 2,361 1,415 38,406 45,653 19% 7,248 4,153

+ Costo por la reserva laboral 14,098 15,286 8% 1,188 1,390 43,609 50,389 16% 6,780 4,584

+ Efecto acumulado inicial por la adopción de nuevo pronunciamiento contable (6,506) - -100% 6,506 - (1,862) - -100% 1,862 -

EBITDA 184,769 215,860 17% 31,091 19,635 489,146 619,298 27% 130,152 56,333


Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasReconciliación del EBITDA




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Activos totales Aumentó 5% Al 30 de septiembre de 2006 los activos totales fueron Ps. 1,139.2 miles de millones

(US$103.6 miles de millones), lo que representa un incremento de 5%, o Ps. 53.8 miles de millones, respecto al 30 de septiembre de 2005. Las variaciones de los componentes del activo total fueron las siguientes: • Efectivo y valores de inmediata realización disminuyeron 8%, o Ps. 9.2 miles de

millones • Cuentas, documentos por cobrar y otros crecieron 22%, o Ps. 31.0 miles de millones • El valor de los inventarios aumentó 20%, o Ps. 10.7 miles de millones, debido al

incremento en los precios de hidrocarburos • Instrumentos financieros derivados disminuyeron 77%, o Ps. 8.1 miles de millones • Propiedades y equipo incrementó 5%, o Ps. 32.5 miles de millones y, • Otros activos disminuyeron 3%, o Ps. 3.0 miles de millones

Pasivos totales Crecieron 4% Los pasivos totales crecieron 4%, a Ps. 1,125.8 miles de millones (US$102.4 miles de

millones). • El pasivo de corto plazo disminuyó 17%, o Ps. 32.7 miles de millones, ubicándose en

Ps. 155.3 miles de millones (US$14.1 miles de millones), principalmente como resultado de la disminución de 79% en impuestos por pagar, un incremento de 63% en los pasivos asociados con derivados y,

• El pasivo de largo plazo creció 9%, o Ps. 77.1 miles de millones, llegando a Ps. 970.5 miles de millones (US$88.3 miles de millones), como resultado principalmente del incremento de 18% en la reserva laboral

Reserva laboral

La reserva laboral creció 18%, de Ps. 357.3 a Ps. 421.8 miles de millones, (US$38.4 miles de millones). El aumento de Ps. 64.6 miles de millones proviene principalmente del reconocimiento de un año más de edad y antigüedad, de la modificación de las condiciones laborales, del reconocimiento de antigüedades mayores a un año (personal transitorio que pasó a ser de planta), de las jubilaciones anticipadas, del incremento de la plantilla de personal activo y de pensionados, así como del cambio en los supuestos actuariales (factores de carácter natural y extraordinarios); y a la caída en el saldo del fondo del plan de pensiones.



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Patrimonio Aumento de Ps. 9.5 miles de millones

El patrimonio de PEMEX aumentó Ps. 9.5 miles de millones, de Ps. 3.9 a Ps. 13.4 miles de millones (US$ 1.2 miles de millones). El cambio se debe principalmente a: • Un efecto compensatorio de Ps. 44.4 miles de millones por una aportación

patrimonial derivada por el reembolso del ARE y AOI de 2004 y 2005 • Una disminución de Ps. 29.2 miles de millones asociada a la reserva laboral • Un incremento de Ps. 8.7 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. 34.5 miles de millones • Un aumento de Ps. 20.0 miles de millones en el exceso o insuficiencia en el

patrimonio

Resultados por segmento Rendimiento de operación

Al 30 de septiembre de 2006 el rendimiento de operación fue Ps.463.4,miles de millones (US$42.2 miles de millones), 13% superior en comparación a Ps.411.3del periodo del año anterior. • Pemex Exploración y Producción registró un rendimiento de operación de Ps. 527.1

miles de millones (US$47.9 miles de millones), Ps. 120.5 miles de millones mayor que al 30 de septiembre de 2005

• Pemex Gas y Petroquímica Básica registró un rendimiento de operación de Ps. 8.4 miles de millones (US$0.8 miles de millones), Ps. 0.8 miles de millones menor que al 30 de septiembre de 2005

• La pérdida de operación de Refinación fue de Ps. 64.5 miles de millones (US$5.9 miles de millones), Ps. 45.6 miles de millones mayor que al 30 de septiembre de 2005

• La pérdida de operación de Petroquímica fue de Ps. 8.0 miles de millones (US$0.7 miles de millones), Ps. 1.6 miles de millones mayor que al 30 de septiembre de 2005

Estado de cambios Recursos generados en operación

Los recursos generados en actividades de operación ascendieron a Ps. 30.9 miles de millones (US$2.8 miles de millones). La reducción de Ps. 42.2 miles de millones se debe principalmente al aumento en las cuentas y documentos por cobrar y a otros pasivos.

Recursos generados por financia-miento

Los recursos generados mediante financiamiento ascendieron a Ps. 30.8 miles de millones (US$ 2.8 miles de millones). La reducción de Ps. 17.2 miles de millones se debe principalmente al financiamiento bancario y a la disminución en la amortización de financiamiento bursátil.

Recursos utilizados en inversión

Los recursos utilizados en actividades de inversión ascendieron a Ps. 2.9 miles de millones (US$0.3 miles de millones). El aumento de Ps. 18.0 se debe principalmente al incremento en activos fijos.



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Actividades de inversión y financiamiento

Actividades de inversión

Aumento del CAPEX 2006

El capital de inversión 2006 para actividades de producción y exploración aumentó de US$10.4 a US$1.4 miles de millones, como resultado, la inversión total aumentó a US$14.1 miles de millones.

Estimado del CAPEX 2007

El capital de inversión estimado para 2007 es de US$16.0 miles de millones (las inversiones PIDIREGAS representan US$ 13.3 miles de millones)

Necesidades de financiamiento Monto captado Durante el año, el monto captado asciende a US$ 2.9 miles de millones distribuidos

como sigue: • US$1.5 miles de millones en bonos emitidos en mercados de capital internacionales • US$0.9 miles de millones en certificados bursátiles emitidos en el mercado de

capitales mexicano • US$0.5 miles de millones a través de Agencias de Crédito a la Exportación (ECA’s) El 69% proviene de mercados financieros extranjeros.

Programa de financiamiento 2006

Para el resto de 2006 el programa de financiamiento de PEMEX contempla captar aproximadamente US$1.4 miles de millones, a través de ECA’s Como en ocasiones anteriores, PEMEX podría realizar operaciones de prefondeo en función de las condiciones de mercado.

Programa de financiamiento 2007

PEMEX planea captar entre US$1.0 -2.0 miles de millones para financiar el programa de inversión del próximo año. Este monto dependerá de las inversiones y recursos aprobados por el Congreso en el Presupuesto de Egresos de la Federación 2007, y de que Petróleos Mexicanos pueda invertir en instrumentos emitidos por el Master Trust y el F/163.

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

realizado las siguientes transacciones en el tercer trimestre de 2006: • El 2 de febrero de 2006, realizó la reapertura de dos emisiones del 8 de junio de

2005 por US$1,500 millones dividido en dos tramos: − US$750 millones con cupón 5.75% y vencimiento en 2015 − US$750 millones con cupón 6.625% y vencimiento en 2035

• El 3 de mayo de 2006 firmó una línea revolvente por US$1,250 millones con vencimiento de tres años. Esta línea revolvente podrá ser utilizada indistintamente por el Pemex Project Funding Master Trust o por Petróleos Mexicanos, según sus necesidades.



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• 18 de mayo de 2006 PEMEX firmó un crédito sindicado por US$4,250 millones el cual se utilizará para refinanciar el crédito sindicado firmado el 22 de marzo de 2005 y se dividirá en dos tramos: − Tramo A: US$1,500 millones a un plazo de cinco años − Tramo B: US$2,750 millones amortizables a un plazo de 7 años

F/163 El Fideicomiso Irrevocable de Administración F/163, cuya deuda es garantizada por

Petróleos Mexicanos, emitió certificados bursátiles por Ps. 10 mil millones el 16 de junio de 2006. Estos CEBURES pagarán un cupón mensual de TIIE menos 0.07%

Deuda total Deuda total de US$54.1 miles de millones

La deuda total consolidada4, incluyendo intereses devengados, fue de Ps. 594.7 miles de millones (US$54.1 miles de millones). Esta cifra representa un incremento de 11%, o Ps. 56.8 miles de millones respecto al tercer trimestre de 2005.

Deuda neta de US$44.4 miles de millones

La deuda neta, o la diferencia entre deuda total y efectivo más valores de inmediata realización, aumentó Ps. 66.0 miles de millones, de Ps. 421.8 miles de millones a Ps. 487.8 miles de millones (US$44.4 miles de millones).

Tabla 19

Al 30 de septiembre de2005 2006 Variación 2006

(Ps. mm) (US$mm)

537,853 594,657 11% 56,804 54,092 Corto plazo 23,076 78,067 238% 54,991 7,101 Largo plazo 514,777 516,590 0.4% 1,813 46,990

Efectivo y valores de inmediata realización 116,089 106,905 -8% (9,184) 9,724

Deuda neta total 421,764 487,751 16% 65,987 44,367

(1) Consistente con reportes a la Comisión de Valores de los E.U.A. (SEC).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. 78.1 miles de millones (US$7.1 miles de millones).

Deuda de largo plazo

La deuda total de largo plazo fue de Ps. 516.6 miles de millones (US$47.0 miles de millones).

4 La deuda total está integrada por Deuda documentada de Petróleos Mexicanos y los vehículos financieros Pemex Project Funding Master Trust, el Fideicomiso F/163, RepConLux, S.A. y Pemex Finance, Ltd



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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 114,863 10,448 2006 - -

Enero - Sep 2007 - - Oct 2007 - Sep 2008 18,389 1,673 Oct 2008 - Sep 2009 4,222 384 Oct 2009 - Sep 2010 26,013 2,366

Oct 2010 en adelante 66,240 6,025

Deuda en otras monedas 479,793 43,643 2006 31,266 2,844

Enero - Sep 2007 46,801 4,257 Oct 2007 - Sep 2008 43,566 3,963 Oct 2008 - Sep 2009 56,391 5,129 Oct 2009 - Sep 2010 48,726 4,432

Oct 2010 en adelante 253,043 23,018

Deuda total 594,657 54,092



Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasPerfil de vencimientos

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 de2005 2006 Variación

(Años)Dólares de E.U.A. 4.1 4.0 (0.1)Pesos mexicanos 2.2 1.9 (0.3)Euros 1.2 2.7 1.5Yenes japoneses 2.3 1.8 (0.5)Francos suizos 0.2 0.0 (0.2)Total 3.7 3.6 (0.1)


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 2006 aproximadamente 59% de la exposición de la deuda de PEMEX era a tasa fija y el 41% restante a tasa flotante.



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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 de2005 2006 2005 2006 2005 2006

PorcentajePor moneda A tasa fija A tasa flotante

Dólares de E.U.A. 80.2% 79.9% 67.7% 62.6% 32.3% 37.4%Pesos mexicanos 19.7% 20.0% 49.1% 45.9% 50.9% 54.1%Euros 0.004% 0.00% 28.4% 77.1% 71.6% 22.9%Yenes japoneses 0.16% 0.11% 100.0% 100.0% 0.0% 0.0%Francos suizos 0.0002% - 0.0% - 100.00% -Total 100.0% 100.0% 64.1% 59.3% 35.9% 40.7%




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Otros aspectos relevantes

Revisión salarial

El 6 de julio de 2006, Petróleos Mexicanos y el Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM,) firmaron la revisión salarial anual del contrato colectivo de trabajo. El acuerdo establece un incremento directo al salario de 4.1%, más 1.7% en prestaciones.

Enmienda al reporte anual 2005 para la SEC (20-F)

El 5 de octubre de 2006 se registró la enmienda al Reporte Anual en la Forma 20-F/A. La enmienda contempla la Nota 15 de la Forma 20-F para describir las debilidades materiales en el control de PEMEX sobre el reporte de información financiera, así como las acciones realizadas para subsanar dichas deficiencias.



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Incidentes Durante el tercer trimestre de 2006 se presentaron los siguientes incidentes en los

estados de Tabasco, Guanajuato, Veracruz, Morelos, México y Coahuila: • El 6 de julio de 2006 ocurrió una fuga en la línea del pozo La Venta No. 215, en el

municipio de Huimanguillo, Tabasco. PEMEX informó que a partir del 19 de julio de 2006 se pondrá en marcha el Programa Emergente de Ductos, que tiene como propósito la inertización y el desmantelamiento de ductos sobre el derecho de vía de Sánchez Magallanes al pozo la Venta No. 215

• El 9 de julio de 2006 ocurrió una fuga de 38 barriles de petróleo crudo en Tabasco, en la línea de descarga de los pozos Agave 53 y 611

• El 11 de julio de 2006 se cerró el ducto Venta de Carpio- San Juan Ixhuatepec, a pesar que el gasoducto está en condiciones operativas de seguridad, el derecho de vía ha sido invadido y se ha creado una zona densamente poblada, lo que ha generado riesgos para la población

• El 28 de agosto de 2006 una tormenta eléctrica ocasionó que un rayo cayera en el venteo general de la estación de compresión de gas natural número 8 “Chávez” de PEMEX, en Torreón, Coahuila. A pesar de que el incidente provocó una flama en el venteo, la situación fue controlada y no ocasionó daños personales, materiales, ni afectó la producción

• El 4 de septiembre de 2006, durante los trabajos de reparación de un oleoducto, se originó una chispa que provocó un incendio en el área de La Trinidad, municipio de Cárdenas, Tabasco. La fuga quedó controlada y el incidente no ocasionó daños personales

• El 17 de octubre de 2006 se suscitó una explosión en el buque tanque Quetzalcóatl, propiedad de PEMEX, cuando la compañía contratista López García S.A. de C.V. realizaba trabajos de reparación en la grúa de carga en la Terminal Marítima de Pajaritos en Coatzacoalcos, Veracruz. El buque se encontraba vacío de combustible y fuera de operación por mantenimiento. Sin embargo, una chispa provocada por los trabajos de mantenimiento entró en el venteo de un tanque que al hacer contacto con los residuos de gas ocasionó la explosión. Desafortunadamente fallecieron 7 personas en el accidente

Del 1 de enero al 30 de septiembre de 2006, el personal de la Gerencia de Servicios de Seguridad Física de Petróleos Mexicanos ha detectado 138 tomas clandestinas en la red de ductos. Del 15 de julio al 30 de septiembre se detectaron 22 tomas y recuperaron 266 mil litros de hidrocarburos.



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Anexo

Tabla A1 Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias

Producción de crudo por campos seleccionados

2000 2001 2002 2003 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T(Mbd)

Total 3,012 3,127 3,177 3,371 3,382 3,422 3,382 3,346 3,316 3,425 3,286 3,306 3,345 3,329 3,247

Región Marina Noreste 1,763 1,986 2,152 2,416 2,440 2,479 2,436 2,408 2,375 2,450 2,305 2,300 2,334 2,289 2,174Akal y Nohoch 1,420 1,673 1,851 2,054 2,085 2,110 2,074 2,047 2,067 2,041 1,905 1,883 1,882 1,797 1,698Ku 205 176 185 197 185 194 197 189 159 213 213 225 244 278 282Zaap 30 26 21 41 53 53 54 68 53 77 75 71 82 76 66Maloob 50 45 35 50 51 55 55 50 38 51 48 50 57 64 50Chac 18 22 17 20 23 23 11 11 10 13 12 12 13 13 12Kutz - 5 9 13 9 12 13 13 10 14 11 11 12 12 12Otros 40 40 32 41 34 33 31 30 37 40 39 48 44 50 56

Región Marina Suroeste 622 554 452 398 389 391 388 384 381 394 390 419 428 454 498Caan 182 163 133 114 107 109 109 106 102 100 95 94 93 90 86Chuc 140 118 107 99 92 93 93 94 98 103 99 112 111 106 110Abkatún 108 103 80 69 59 57 52 50 49 47 41 38 34 31 29Taratunich 50 43 39 36 35 33 33 32 27 24 17 19 24 33 39Pol 74 62 42 35 30 28 23 21 19 18 16 14 14 13 13Otros 69 64 51 44 67 72 78 81 86 102 122 142 152 181 220

Región Sur 550 509 498 483 474 471 475 471 479 495 508 504 499 501 491Puerto Ceiba 17 21 38 46 70 79 82 77 77 81 81 70 63 59 52Samaria 83 83 71 73 66 64 60 59 60 64 68 69 66 64 64Iride 45 43 43 44 45 46 46 48 48 50 51 52 51 50 46Jujo 61 56 56 51 47 45 45 41 45 52 51 51 54 58 59Cunduacán 24 22 21 23 24 24 28 28 28 30 27 25 23 23 21Tecominoacán 32 29 27 23 21 19 18 19 20 22 23 25 28 31 30Cárdenas 23 20 16 14 14 14 13 11 11 14 18 18 19 21 18Sen 30 33 31 21 9 11 15 16 17 18 19 21 22 22 21Pijije 4 5 9 12 12 11 11 10 10 12 14 14 14 15 15Jolote 20 16 15 12 12 11 11 10 9 10 10 9 9 9 9Cactus 11 12 10 12 11 11 11 10 11 9 9 8 8 9 9Bellota 10 9 10 8 10 10 9 9 10 9 9 8 8 8 8Chinchorro 10 10 9 10 10 9 8 8 8 8 8 7 7 7 7Yagual 4 4 4 4 4 5 7 10 11 11 13 12 11 10 11Rodador 2 2 3 7 7 7 6 5 5 5 5 6 4 4 5Otros 174 144 136 122 111 107 107 108 108 101 104 110 111 112 117

Región Norte 77 79 75 74 80 80 82 83 81 86 84 83 84 85 84Poza Rica 10 11 10 10 10 11 12 11 10 10 10 9 10 10 10Arenque 6 8 8 9 8 8 8 9 10 10 9 9 8 9 8Agua Fría 3 2 2 2 6 6 6 8 6 6 5 6 7 8 8Tajín 2 1 1 3 6 6 6 5 6 6 6 6 6 5 5Tamaulipas 8 8 7 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5Constituciones 7 7 6 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5Otros 42 41 40 39 39 38 40 38 39 43 43 43 43 43 44

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo

2004 2005 2006



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Tabla A2

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

2000 2001 2002 2003 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T(MMpcd)

Total 4,679 4,511 4,423 4,498 4,557 4,570 4,577 4,586 4,640 4,861 4,839 4,928 5,094 5,281 5,478

Región Marina Noreste 737 794 831 940 948 959 945 938 918 965 914 915 931 958 923Akal y Nohoch 543 610 676 750 761 770 757 747 755 745 695 687 687 698 675Ku 133 123 98 111 102 101 102 98 82 106 109 115 127 152 150Otros 60 61 57 80 85 89 86 93 81 113 110 113 117 108 99

Región Marina Suroeste 820 736 621 581 609 600 599 602 601 654 656 707 750 810 908Caan 278 258 215 206 222 221 207 212 207 216 205 198 196 189 181Chuc 177 148 131 119 105 92 92 92 97 108 117 130 118 113 121Taratunich 75 67 65 67 69 65 67 62 54 49 32 37 57 73 87Sinan - - - 1 32 44 57 61 63 80 89 88 94 104 156Abkatún 82 78 62 56 52 49 45 42 43 42 33 27 33 31 29Uech 51 45 43 40 39 40 36 32 28 25 22 25 26 28 30Otros 157 139 104 92 91 89 96 101 109 134 160 203 226 272 304

Región Sur 1,857 1,743 1,704 1,630 1,532 1,507 1,486 1,456 1,419 1,408 1,398 1,377 1,361 1,318 1,355Muspac 216 212 235 215 171 146 133 128 124 116 117 104 92 86 81Samaria 113 114 94 99 102 102 106 99 94 89 89 79 78 76 81Catedral 134 123 124 128 111 104 95 92 82 75 71 68 66 54 53Giraldas 96 102 103 96 91 90 87 87 83 78 69 67 64 61 63Copano 79 86 80 82 84 84 74 72 70 68 64 59 60 55 53Cunduacán 64 57 51 55 72 70 72 69 77 90 90 94 99 101 97Iride 68 76 74 77 67 69 68 77 83 92 96 102 109 109 101Puerto Ceiba 11 18 24 29 43 52 58 57 52 54 53 47 43 39 35Jujo 82 81 71 58 47 46 48 41 46 53 59 59 64 54 54José Colomo 63 60 47 37 37 35 35 35 35 35 36 35 32 31 28Sen 86 92 91 64 25 30 38 39 41 45 47 53 56 57 55Pijije 12 14 26 35 35 32 32 30 29 34 41 42 42 42 43Luna 110 89 85 51 36 33 31 30 30 21 25 21 21 20 17Tecominoacán 40 37 30 25 30 30 30 33 31 36 33 35 40 41 41Saramako - - 2 14 21 23 32 36 29 28 25 22 20 19 16Cárdenas 47 35 31 28 24 23 30 29 26 29 40 38 41 41 38Cactus 21 22 19 25 26 25 27 23 25 23 22 22 20 23 24Bellota 26 25 28 27 29 30 20 22 26 26 23 24 23 21 21Otros 590 501 489 486 480 481 471 456 438 415 401 405 393 388 450

Región Norte 1,266 1,238 1,268 1,347 1,469 1,504 1,547 1,590 1,703 1,834 1,871 1,930 2,052 2,196 2,292Culebra 320 274 219 201 179 164 153 182 182 185 167 153 157 161 171Cuitláhuac 122 126 109 91 92 104 129 127 116 115 116 117 121 120 116Arcos 199 175 148 141 128 115 90 82 76 81 101 109 104 101 100Cocuite 18 27 45 90 112 99 102 92 84 77 71 65 57 52 55Vistoso - - - 8 59 79 85 95 111 118 119 120 120 116 118Santa Rosalia 9 24 63 53 62 66 70 55 56 56 58 71 55 48 46Corindón 26 40 59 59 62 49 44 44 45 41 36 49 48 49 46Arcabuz 93 57 46 33 38 35 41 47 54 67 76 65 71 77 81Torrecillas 1 5 21 34 36 46 38 36 36 41 41 43 43 35 38Velero 2 9 13 22 41 36 38 38 50 50 49 51 54 65 73Arenque 27 28 29 30 32 32 33 32 31 32 33 31 32 34 34Copite 47 35 33 27 28 29 30 30 28 27 22 26 27 25 25Otros 402 439 482 557 601 648 693 732 833 945 982 1,030 1,163 1,311 1,390

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo

2004 2005 2006



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Tabla A3

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


(Ps. mm) (US$mm)Activo circulante 320,038 344,442 8% 24,404 31,331

Efectivo y valores de inmediata realización 116,089 106,905 -8% (9,184) 9,724 Cuentas, documentos por cobrar y otros 138,787 169,792 22% 31,005 15,445 Inventarios 54,652 65,331 20% 10,679 5,943 Instrumentos financieros derivados 10,511 2,414 -77% (8,096) 220

Propiedades y equipo 649,852 682,330 5% 32,478 62,067 Otros activos 115,461 112,425 -3% (3,035) 10,227

Total del activo 1,085,351 1,139,198 5% 53,847 103,625

Pasivo de corto plazo 188,003 155,257 -17% (32,747) 14,123 Deuda a corto plazo(1) 23,076 78,067 238% 54,991 7,101 Proveedores 25,825 28,290 10% 2,465 2,573 Cuentas y gastos acumulados por pagar 28,303 20,629 -27% (7,674) 1,876 Impuestos por pagar 80,220 17,080 -79% (63,140) 1,554 Instrumentos derivados financieros 30,580 11,191 -63% (19,389) 1,018

Pasivo de largo plazo 893,435 970,530 9% 77,095 88,282 Deuda a largo plazo(2) 514,777 516,590 0.4% 1,813 46,990

Reserva laboral 357,272 421,839 18% 64,566 38,372 Otros pasivos a largo plazo(3) 21,386 32,102 50% 10,716 2,920

Total del pasivo 1,081,438 1,125,787 4% 44,349 102,405

Total del patrimonio 3,912 13,411 243% 9,498 1,220

Total del pasivo y patrimonio 1,085,351 1,139,198 5% 53,847 103,625

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, Pemex Finance 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, Pemex Finance 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 250,662 276,508 10% 25,846 25,152 687,964 807,369 17% 119,406 73,441

En México(1) 132,232 139,696 6% 7,464 12,707 376,549 406,410 8% 29,861 36,968 Exportaciones 118,430 136,812 16% 18,382 12,445 311,415 400,960 29% 89,545 36,472

Costos y gastos de operación(2) 98,194 123,034 25% 24,840 11,192 276,634 343,944 24% 67,310 31,286 Costo de lo vendido 78,203 105,197 35% 26,994 9,569 224,104 291,378 30% 67,274 26,505 Gastos de distribución 5,786 5,672 -2% (114) 516 15,521 16,696 8% 1,175 1,519 Gastos de administración 14,205 12,165 -14% (2,040) 1,107 37,009 35,870 -3% (1,139) 3,263

152,468 153,474 1% 1,006 13,960 411,329 463,425 13% 52,096 42,154

13,002 (6,608) 0% (19,611) (601) 7,426 19,827 0% 12,401 1,803 Otros gastos (ingresos) (7,230) (31,548) -336% (24,318) (2,870) (14,218) (59,830) 0% (45,612) (5,442)

146,695 191,630 31% 44,935 17,431 418,121 503,429 20% 85,308 45,793

160,575 162,772 1% 2,197 14,806 429,258 454,901 6% 25,643 41,379 Derechos sobre hidrocarburos y otros 158,357 162,772 3% 4,416 14,806 410,842 454,901 11% 44,059 41,379 Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) 2,219 - -100% (2,219) - 18,416 - -100% (18,416) -

(6,506.0) - 6,506 - (1,862) - 1,862 -

Rendimiento (pérdida) neto (20,386) 28,858 242% 49,244 2,625 (12,998) 48,528 473% 61,526 4,414

Rendimiento de operación

Efecto acumulado inicial 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).



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Tabla A5


(Ps. mm) (US$mm)Total del patrimonio 3,912 13,411 243% 9,498 1,220

Certificados de contribución "A" 91,794 91,794 - 8,350 Aportación patrimonial 36,872 81,306 121% 44,434 7,396 Efecto de la reserva laboral (7,368) (36,529) 396% (29,161) (3,323) Utilidad integral (10,399) (1,721) -83% 8,678 (157) Exceso o insuficiencia en el patrimonio 137,853 157,858 15% 20,005 14,359 Rendimiento (pérdidas) acumulados (244,840) (279,298) 14% (34,458) (25,406)

De años anteriores (231,842) (327,826) 41% (95,984) (29,820) Rendimiento (pérdida) del ejercicio (12,998) 48,528 -473% 61,526 4,414



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 (12,998) 48,528 -473% 61,526 4,414

82,015 96,042 17% 14,028 8,736 Depreciación y amortización 38,406 45,653 19% 7,248 4,153 Otras partidas virtuales 43,609 50,389 16% 6,780 4,584

Flujo derivado del resultado neto del ejercicio 69,017 144,570 109% 75,554 13,151 4,151 (113,651) -2838% (117,802) (10,338)

Cuentas, documentos por cobrar y otros (9,291) (45,008) 384% (35,717) (4,094) Inventarios (16,878) (3,300) -80% 13,578 (300) Activo intangible derivado de la valuación actuarial de las obligaciones laborales y otros activos - - #DIV/0! - - Proveedores (2,285) (3,356) 47% (1,071) (305) Otros pasivos 32,605 (61,987) 290% (94,592) (5,639)

73,168 30,919 -58% (42,249) 2,812

Actividades de financiamientoFinanciamiento bancario 5,066 48,100 850% 43,035 4,375 Financiamiento bursátil 149,669 32,794 -78% (116,876) 2,983 Otros financiamientos 13,245 2,045 -85% (11,200) 186 Amortización de financiamiento bancario (44,576) (34,856) -22% 9,719 (3,171) Amortización de financiamiento bursátil (45,317) (3,023) -93% 42,294 (275) Amortización de otros financiamientos (29,881) - -100% 29,881 -

(10,790) (15,520) 44% (4,730) (1,412) 2,881 1,241 -57% (1,640) 113

13,543 30,781 127% 17,238 2,800

Actividades de inversión(60,265) (70,501) 17% (10,236) (6,413)

- (4,921) #DIV/0! (4,921) (448) - (2,875) #DIV/0! (2,875) (262)

(60,265) (78,297) 30% (18,032) (7,122)

26,446 (16,597) -163% (43,043) (1,510)

89,643 123,503 38% 33,859 11,234

116,089 106,905 -8% (9,184) 9,724

73,168 30,919 58% (42,249) 2,812 (60,265) (78,297) 30% (18,032) (7,122)

Flujo libre de caja 12,903 (47,378) -467% (60,281) (4,310)

Otras partidas

Recursos generados (utilizados) en actividades de operación

Otros movimientos de capital

Cargos a resultados que no requirieron la utilización de recursos:

Variaciones en el capital de trabajo:

Venta de otras inversiones con carácter permanenteOtras partidas

Recursos 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

*Estados financieros consolidados elaborados conforme a las Normas de Información Financieras (NIF) en México emitidas por el Consejo Mexicano para la Investigación y Desarrollo deNormas de Información Financiera (CINIF). El reconocimiento de los efectos de inflación se elaboró de conformidad con las Normas de Información Financiera en México, por lo tanto, las cifrasen pesos son presentadas en pesos mexicanos constantes al 30 de septiembre de 2006.

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 las Normas de Información Financera, pero son reconciliados a las NIF 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 2006

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 2006Ventas totales 660,465 325,047 161,385 21,938 516,625 (878,091) 807,369

Clientes externos - 291,447 99,776 15,187 400,959 - 807,369 Intersegmentos 660,465 33,600 61,609 6,751 115,666 (878,091) -

527,092 (64,467) 8,390 (8,048) (9,483) 9,941 463,425 - - - -

Rendimiento (pérdida) neto 60,728 (20,332) 6,862 (12,613) 55,838 (41,955) 48,528

Al 30 de septiembre de 2006Activos 951,795 377,392 120,468 71,316 1,769,745 (2,151,518) 1,139,198

Del 1 de enero al 30 de septiembre de 2005Ventas totales 528,512 274,915 156,292 21,674 411,538 (704,967) 687,964

Clientes externos - 247,336 98,746 15,019 308,447 18,416 687,964 Intersegmentos 528,512 27,579 57,546 6,655 103,091 (723,383) -

406,639 (18,891) 9,146 (6,420) 1,584 19,271 411,329

Rendimiento (pérdida) neto 3,847 (21,654) 8,789 (8,642) 3,268 1,395 (12,997)

Al 30 de septiembre de 2005Activo 772,150 313,469 116,083 51,386 1,424,724 (1,592,460) 1,085,352


*Estados financieros consolidados elaborados conforme a las Normas de Información Financieras (NIF) en México emitidas por el Consejo Mexicano para la Investigación y Desarrollo de Normas de Información Financiera (CINIF). El reconocimiento de los efectos de inflación se elaboró de conformidad con las Normas de Información Financiera en México, por lo tanto, las cifras en pesos son presentadas en pesos mexicanos constantes al 30 de septiembre de 2006.(1) Las ventas a clientes externos de Refinación son netas de IEPS, para 2005 las Eliminaciones entre entidades consideran un IEPS de 18,416

Rendimiento (pérdida) de operación

Rendimiento (pérdida) de operación



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Pago de impuestos en flujo de efectivo

En el tercer trimestre de 2006 el pago total de impuestos, derechos y aprovechamientos, en flujo de efectivo se incrementó 8%. Esto se debió, principalmente, a que el pago en flujo de efectivo de los derechos sobre hidrocarburos y otros aumentó a Ps. 146,141 , o 21% comparado con el tercer trimestre de 2005.

Tabla A8

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasPago de impuestos, derechos y aprovechamientos en flujo de efectivo (cifras nominales)


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

138,116 148,557 8% 10,441 13,513 377,407 505,858 34% 128,451 46,014 Derechos sobre hidrocarburos y otros 120,886 146,141 21% 25,254 13,293 338,890 503,720 49% 164,831 45,820 Aprovechamiento sobre rendimientos excedentes (ARE) 13,182 2,416 -82% (10,766) 220 20,381 4,157 -80% (16,224) 378 Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) 4,047 - -100% (4,047) - 18,136 (2,020) -111% (20,155) (184)


Total de impuestos, derechos y aprovechamientos



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Personal de trabajo

A septiembre de 2006 el total de trabajadores activos en PEMEX ascendió a 141,886, 1% superior respecto al mismo periodo del año previo. Los trabajadores sindicalizados incrementaron 2% totalizando 114,263, mientras que la plantilla de trabajadores no sindicalizados se contrajo 2%. El número de trabajadores retirados fue de 64,740.

Tabla A9

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasRecursos Humanos

Al 30 de septiembre de2005 2006 Variación

Sindicalizados 111,788 114,263 2% 2,475Petróleos Mexicanos 12,734 12,652 -1% -82Exploración y Producción 38,516 37,429 -3% -1,087Refinación 38,548 41,911 9% 3,363Gas y Petroquímica Básica 9,630 9,958 3% 328Petroquímicos 12,360 12,313 -0.4% -47

No-sindicalizados 28,085 27,623 -2% -462Petróleos Mexicanos 6,729 5,856 -13% -873Exploración y Producción 11,197 11,240 0.4% 43Refinación 5,626 5,960 6% 334Gas y Petroquímica Básica 2,476 2,470 -0.2% -6Petroquímicos 1,744 1,789 3% 45PMI 313 308 -2% -5

Trabajadores activos totales 139,873 141,886 1% 2,013Petróleos Mexicanos 19,463 18,508 -5% -955Exploración y Producción 49,713 48,669 -2% -1,044Refinación 44,174 47,871 8% 3,697Gas y Petroquímica Básica 12,106 12,428 3% 322Petroquímicos 14,104 14,102 -0.01% -2PMI 313 308 -2% -5

Trabajadores retirados 63,610 64,740 2% 1,130Petróleos Mexicanos 6,728 6,991 4% 263Exploración y Producción 24,009 23,969 -0.2% -40Refinación 24,190 24,737 2% 547Gas y Petroquímica Básica 3,685 3,806 3% 121Petroquímicos 4,998 5,237 5% 239PMI 2 2 0% 0




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• Actividades de exploración y producción • Actividades de importación y exportación • Proyecciones de inversión y otros costos, objetivos, ingresos y liquidez

Los resultados pueden diferir materialmente de aquellos proyectados como resultado de factores fuera de nuestro control. Estos factores pueden incluir, mas no están limitados a:

• Cambios en los precios internacionales del crudo y gas natural • Efectos causados por nuestra competencia • Limitaciones en nuestro acceso a recursos financieros en términos competitivos • Eventos políticos o económicos en México • Desempeño del sector energético y, • Cambios en la regulación

Por ello, se debe tener cautela al utilizar las proyecciones a futuro. En cualquier circunstancia estas declaraciones solamente se refieren a su fecha de elaboración y no tenemos obligación alguna de actualizar o revisar cualquiera de ellas, ya sea por nueva información, eventos futuros, entre otros. Estos riesgos e incertidumbres están detallados en la versión más reciente de la Forma 20-F de PEMEX registrada en la Securities and Exchange Commission de EUA (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 las Normas de Información Financiera que se calculan como se describió previamente. 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.

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