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Reporte de resultados financieros de PEMEX al 31 de marzo de 2006 1/47

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3 de mayo de 2006

Reporte de resultados financieros de PEMEX

al 31 de marzo de 2006

Principales aspectos financieros

PEMEX, la empresa petrolera mexicana y la novena empresa petrolera a nivel mundial1, dirigida por Luis Ramírez Corzo, anunció sus resultados consolidados no auditados al 31 de marzo de 2006.

Las ventas totales se incrementaron 19% en relación al primer trimestre de 2005, alcanzando Ps. 241.4 miles de millones (US$ 22.2 miles de millones)2

El rendimiento antes de impuestos aumentó 21% respecto al primer trimestre de 2005, ubicándose en Ps. 150.2 miles de millones (US$13.8 miles de millones)

El rendimiento neto fue de Ps. 7.8 miles de millones (US$0.7 miles de millones)

Tabla 1 Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias

Resumen de resultados financieros

Del 1 de enero al 31 de marzo de2005 2006 Variación 2006

(Ps. mm) (US$mm)Ventas totales 202,354 241,431 19% 39,076 22,163

En México(1) 117,351 126,552 8% 9,201 11,617 Exportaciones 85,004 114,879 35% 29,875 10,546

124,554 150,239 21% 25,686 13,792

Impuestos, derechos y aprovechamientos 123,817 142,487 15% 18,670 13,080

5,312 7,752 46% 2,440 712

EBITDA(2) 141,730 179,328 27% 37,598 16,462 EBITDA / Gasto financiero bruto(3) 13.0 14.4

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 Financiera (NIF) en México emitidas por el Consejo Mexicano para la Investigación y Desarrollo de Normas de Información Financiera (CINIF). Los estados financieros son no auditados. Las cifras en pesos son presentadas en pesos mexicanos constantes al 31 de marzo de 2006.

Rendimiento (pérdida) neto

(1) Incluye el Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS), que fue de Ps. 11,933 millones en el primer trimestre de 2005 y cero en primer trimestre de 2006.

1 Petroleum Inteligence Weekly Ranking, diciembre, 2005. 2 Los montos en dólares de EUA están convertidos con el tipo de cambio del 31 de marzo de 2006 de Ps. 10.8935 por dólar de EUA

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Principales aspectos operativos

La producción total de hidrocarburos líquidos fue 3,784 Mbd, aumentando 1% respecto a la producción del primer trimestre de 2005: • La producción de petróleo crudo aumentó 29 mil barriles diarios (Mbd),

promediando 3,345 Mbd • La producción de líquidos del gas aumentó 0.3%, ubicándose en 439 Mbd

En el primer trimestre de 2006 la producción de gas natural aumentó 10% respecto al primer trimestre de 2005 alcanzando 5,094 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd)

El envío de gas a la atmósfera fue 3.2% de la producción total de gas natural Las exportaciones de crudo aumentaron 8%, promediando 2,003 Mbd

Aspectos operativos Exploración y producción Producción de crudo

Durante el primer trimestre de 2006 la producción de crudo promedió 3,345 Mbd, 1% superior al promedio alcanzado durante el primer trimestre de 2005 que fue de 3,316 Mbd. A pesar de que la producción de crudo pesado disminuyó 1%, las producciones de crudo ligero y superligero incrementaron 2% y 38%, respectivamente. El incremento en la producción de crudo ligero y superligero se debió a la continuación de obras de terminación y reparación de pozos en los activos Bellota-Jujo, Samaria-Luna y Litoral de Tabasco. La disminución en la producción de crudo pesado se debió principalmente al cierre programado de pozos en Cantarell como consecuencia del avance del contacto gas-aceite.

Tabla 2

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasProducción de hidrocarburos líquidos

Al 31 de marzo de2005 2006 Variación

(Mbd)Líquidos 3,754 3,784 1% 30

Petróleo crudo 3,316 3,345 1% 29Pesado 2,410 2,376 -1% (34)Ligero 784 800 2% 17Superligero 123 169 38% 46

Líquidos del gas natural(1) 438 439 0.3% 1

(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 10% respecto primer trimestre de 2005. La producción de gas no-asociado creció 19%, en tanto que la de gas natural asociado aumentó 4%. El aumento en la producción de gas no-asociado se debió principalmente a la incorporación de nuevos pozos de desarrollo y a trabajos de infraestructura en las Cuencas de Burgos y Veracruz. La mayor producción de gas asociado se debió a una mayor producción de crudos ligeros, particularmente en el proyecto Ixtal-Manik.

Envío de gas a la atmósfera

En el primer trimestre de 2006, el envío de gas a la atmósfera representó 3.2% de la producción total de gas natural. El incremento respecto al primer trimestre de 2005 se debió a trabajos de mantenimiento y reparación, iniciados en el tercer trimestre de 2005, en 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)Total 4,640 5,094 10% 454

Asociado 2,900 3,025 4% 125No-asociado 1,740 2,069 19% 329

Envío de gas a la atmósfera 130 163 25% 33Envío de gas / producción total 2.8% 3.2%


Terminación de pozos

Durante el primer trimestre de 2006, el número total de pozos terminados fue menor en 6 respecto a los pozos terminados durante el primer trimestre de 2005. Se perforaron 5 pozos exploratorios menos debido a una disminución de la actividad en el proyecto Burgos. En cuanto a desarrollo, se observó una disminución de 1 pozo, debido a menor actividad en el proyecto Ogarrio-Magallanes.



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Tabla 4

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

Al 31 de marzo de2005 2006 Variación(Número de pozos)

Pozos perforados 176 170 -3% (6)Desarrollo 155 154 -1% (1)Exploración 21 16 -24% (5)

Pozos en operación(1) 5,638 6,112 8% 474Inyección 277 265 -4% (12)Producción 5,361 5,847 9% 486

Crudo 3,028 3,175 5% 147Gas no asociado 2,333 2,672 15% 339

(1) Al 31 de marzo de 2005.Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

Información sísmica

En el primer trimestre de 2006 la información sísmica 2D disminuyó 73% respecto al mismo periodo de 2005. Esta reducción se debió, principalmente, a menor actividad en los proyectos Burgos y Golfo de México “B”. La información sísmica 3D observó una disminución de 77%, principalmente en el bloque Pandura-Anáhuac de los Contratos de Obra Pública Financiada. La disminución en las actividades de información sísmica 2D y 3D se debe al avance de los proyectos a las fases de análisis e interpretación de la información previamente obtenida.

Tabla 5

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasInformación sísmica


Sísmica2D (Km.) 1,337 365 -73% (972) 3D (Km2) 3,138 722 -77% (2,416)


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

trimestre de 2006:

Tabla 6 Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias

Principales descubrimientos

Proyecto 1T06 Era geológica Producción inicial Tipo

Burgos Rusco-1 Oligoceno 4.0 MMpcd Gas natural no asociado

Comalcalco Cobra-1 Cretácico 1.6 Mbd Crudo ligero



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Reservas de hidrocarburos

Al 31 de diciembre de 2005, las reservas probadas, o 1P, de hidrocarburos se ubicaron en 16,470 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. De éstas: • 72% son petróleo crudo • 11% son condensados y líquidos de planta • 17% son gas seco Del total de reservas probadas, 69% son desarrolladas: • 76% son petróleo crudo • 9% son condensados y líquidos de planta • 15% son gas seco El 31% restante son reservas probadas no desarrolladas: • 63% son petróleo crudo • 16% son condensados y líquidos de planta • 21% son gas seco

Relación reserva producción

Considerando la producción anual de 2005 (1,604 millones de barriles), la relación reserva-producción en petróleo crudo equivalente es de 10 años para las reservas probadas.

Tasa de restitución

Al 31 de diciembre de 2005, los descubrimientos de las reservas probadas de hidrocarburos de México atribuibles a actividades exploratorias ascendieron a 137 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Estos descubrimientos están constituidos por yacimientos de gas no asociado y de crudo. Considerando únicamente descubrimientos, PEMEX restituyó 9% de su producción a nivel de reservas probadas. Al considerar los descubrimientos, desarrollos y revisiones de campos ya descubiertos, la tasa de restitución de reservas probadas se ubicó en 26%. Para mayor detalle de las reservas de hidrocarburos al 31 de diciembre de 2005, consulte el reporte de reservas en: http://www.pemex.com/files/content/dcf_reservas_e_060316.pdf



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Proyecto Burgos

El Proyecto Burgos está localizado en la Región Norte; abarca partes de los estados de Tamaulipas, Nuevo León y Coahuila; comprende las Cuencas de Burgos, Sabinas y Piedras Negras. El Proyecto Burgos tiene como objetivo incrementar las reservas y producción de gas natural. Fue aprobado para su ejecución en 1997. En 2004 se incluyó el esquema denominado Contratos de Obra Pública Financiada. De 1997 a 2005 se han efectuado las siguientes actividades: • Perforación y terminación de 219 pozos exploratorios y 2,345 de desarrollo • 815 reparaciones mayores a pozos en explotación • Adquisición de 19,451 km de sísmica 2D y 18,506 km2 de sísmica 3D • Construcción de 11,568 obras (ductos e instalaciones) Dentro de los logros más importantes se tiene el incremento de 250 por ciento en la producción de gas natural, al pasar de 487 MMpcd en 1997 a 1,217 MMpcd en el 2005. El 30 de diciembre de 2005 se alcanzó una cifra récord de producción de 1,306 MMpcd de gas natural. Durante 2005 se incorporó una reserva total (3P) de 396,400 MMpc de gas natural. Para 2006, las metas del Proyecto Burgos son: • Alcanzar una producción de 1,264 MMpcd de gas natural • Incorporar una reserva 3P de 498,000 MMpc de gas natural Para ello se realizarán las siguientes actividades: • Perforación y terminación de 38 pozos exploratorios y 321 de desarrollo • 215 reparaciones mayores • Adquisición de1,460 km de información sísmica 2D y 547 km2 de información símica

3D Durante el primer trimestre del 2006 se obtuvo una producción promedio de 1,303 MMpcd de gas natural y una producción récord de 1,322 MMpcd de gas natural, el día 18 de marzo. El Proyecto Burgos considera la realización de las siguientes actividades, incluyendo los Contratos de Obra Pública Financiada para el período 2007-2021: • Perforación y terminación de 578 pozos exploratorios y 1,520 de desarrollo • 1,786 reparaciones mayores • Adquisición de 4,700 km de información sísmica 2D y 13,450 km2 de información

símica 3D Con base en la ejecución de estos trabajos, se espera que en el 2007 el Proyecto Burgos alcance una producción de alrededor de 1,330 MMpcd de gas natural y en el 2011 una producción máxima de 1,920 MMpcd de gas natural con una inversión total estimada en el periodo 2007-2021 de aproximadamente US$14 miles de millones.



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Figura 1

Proyecto Burgos

Piedras Negras

Sabinas

Burgos

CoahuilaE.U.A.

Golfo de México

Tamau

lipas

Tamau

lipas

NuevoLeón

Piedras Negras

Sabinas

Burgos

CoahuilaE.U.A.

Golfo de México

Tamau

lipas

Tamau

lipas

NuevoLeón

Piedras Negras

Burgos

Piedras Negras

Sabinas

Burgos

CoahuilaE.U.A.

Golfo de México

Tamau

lipas

Tamau

lipas

NuevoLeón

Piedras Negras

Sabinas

Burgos

CoahuilaE.U.A.

Golfo de México

Tamau

lipas

Tamau

lipas

NuevoLeón

Piedras Negras

BurgosBurgos

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

Durante el primer trimestre de 2006 el proceso de gas natural en tierra se incrementó 3%. El aumento es resultado de: • Un incremento de 67 MMpcd en el proceso de gas húmedo en tierra debido a la

mayor producción de gas natural no-asociado en las cuencas de Burgos y Veracruz • Un incremento de 54 MMpcd en el proceso de gas húmedo amargo por el

incremento en la oferta derivado de la mayor producción de crudos ligeros en las regiones marinas

Como resultado de un mayor proceso de gas húmedo, las producciones de gas seco y líquidos del gas aumentaron 4% y 0.3% en el primer trimestre de 2006, respectivamente, en relación a las observadas durante el primer trimestre de 2005.



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Tabla 7

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


(MMpcd)Proceso de gas en tierra 3,895 4,017 3% 121

Gas húmedo amargo 3,199 3,253 2% 54Gas húmedo dulce 696 764 10% 67

ProducciónGas seco 3,148 3,284 4% 136Líquidos del gas natural (Mbd)(1) 438 439 0.3% 1

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

Obras de infraestructura

En marzo de 2006 entró en operación la planta criogénica modular 3 con una carga inicial de 100 MMpcd de gas húmedo dulce. La construcción de la planta criogénica modular 4 continúa avanzando y se espera que entre en operación durante el tercer trimestre de 2006. Ambas plantas contribuyen a aumentar la capacidad de proceso de gas húmedo dulce en la zona norte del país. La construcción de la planta 3 se inició a finales de 2004 y la de la planta 4 a principios de 2005. Al igual que las plantas criogénicas 1 y 2 que iniciaron operaciones en 2004, cada planta tendrá una capacidad de procesamiento de 200 MMpcd de gas húmedo dulce. En febrero de 2006 se firmó el contrato para la ejecución de la Ingeniería, Procura y Construcción (EPC por sus siglas en inglés o IPC) del ducto de gas licuado de petróleo (GLP) que permitirá transportar hasta 30 Mbd del CPG Burgos a la ciudad de Monterrey. El proyecto incluye también una terminal de entrega con dos esferas de 20 Mb cada una y 8 llenaderas.

Refinación Proceso En el primer trimestre de 2006 el proceso total de crudo se redujo 4%. El proceso de

corrientes pesadas disminuyó 5% y el de corrientes ligeras disminuyó 3%. La reducción en el proceso de crudo fue consecuencia principalmente de: • Los trabajos de mantenimiento de ductos realizadas por la instrumentación del

Programa Emergente de Seguridad, Salud y Protección Ambiental (SSPA) • Mayor número de mantenimientos de plantas en relación al primer trimestre de 2005 • Acumulación de inventarios de combustóleo por una disminución en la demanda de

la Comisión Federal de Electricidad (CFE)



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Tabla 8

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasProceso de crudo


(Mbd)Proceso total 1,317 1,265 -4% (52)

Corrientes pesadas 553 524 -5% (29)Corrientes ligeras 764 741 -3% (23)


Utilización de la capacidad

Como consecuencia de la reducción en el proceso de crudo, durante el primer trimestre de 2006 la utilización de la capacidad de destilación primaria disminuyó 3% con respecto al primer trimestre de 2005. La utilización disminuyó de 85% a 82%.

Producción Durante el primer trimestre de 2006 la producción de refinados disminuyó 4%. Las

producciones de gasolina y combustóleo disminuyeron 7% y 6% respectivamente. La disminución en la producción de gasolina se debió principalmente al menor proceso de crudo y al mayor número de mantenimiento de plantas, particularmente el mantenimiento mayor de los activos de refinación en La Cangrejera, lo cual redujo las transferencias de bases para la elaboración de gasolinas terminadas. La reducción en la producción de combustóleo es resultado de la disminución en el proceso de crudo y la mayor elaboración de asfaltos.

Tabla 9

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasProducción de refinados


(Mbd)Producción total 1,597 1,540 -4% (57)

Gasolinas 482 450 -7% (32)Combustóleo 356 334 -6% (22)Diesel 321 317 -1% (4)Gas licuado de petróleo (GLP) 250 247 -1% (3)Turbosina 67 62 -7% (5)Otros(1) 121 130 8% 9

(1) 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 primer trimestre de 2006 el margen variable de refinación disminuyó 4% con respecto al primer trimestre de 2005, de US$5.05 a US$4.84 por barril, debido a la menor elaboración de productos de mayor valor, principalmente gasolinas.

Franquicias El número de franquicias de estaciones de servicio se ubicó en 7,268 al 31 de marzo de

2006, 6% mayor a las 6,826 existentes al 31 de marzo de 2005.

Petroquímicos Producción Durante el primer trimestre de 2006 la producción de petroquímicos fue de 2,623 miles

de toneladas (Mt), 1% inferior a la del mismo periodo de 2005. Esta disminución se debió principalmente a la menor producción de aromáticos y propileno, así como sus derivados. No obstante, durante el primer trimestre de 2006 se registró un mayor número de plantas de amoniaco en operación además de una producción más estable de cloruro de vinilo con relación al mismo período del año anterior. Sin embargo, la producción de metanol observó una reducción derivada de un paro en la producción debido a los altos precios del gas natural y control de inventario. La producción de aromáticos y acrilonitrilo disminuyeron por un retraso en el mantenimiento del tren de aromáticos en el Centro Petroquímico La Cangrejera. Asimismo, la suspensión de operaciones de las plantas de acrilonitrilo se debió a la falta de mercado dado el incremento en el precio de este producto.



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Tabla 10

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasProducción de petroquímicos


(Mt)Producción total 2,656 2,623 -1% (33)

Derivados del metanoAmoniaco 140 209 49% 69Metanol 35 23 -35% (12)

Derivados del etanoEtileno 276 259 -6% (17)Oxido de etileno 93 80 -14% (13)Polietileno de baja densidad 63 78 24% 15Polietileno de alta densidad 46 37 -19% (9)Cloruro de vinilo 13 50 291% 37

Aromáticos y derivadosTolueno 59 25 -57% (34)Etilbenceno 42 30 -29% (12)Benceno 38 16 -57% (22)

Propileno y derivadosAcrilonitrilo 15 - - -Propileno 92 82 -11% (10)

Otros(1) 1,744 1,734 -1% (10)


(1) Incluyen glicoles, reformado pesado, oxígeno, hidrógeno, nitrógeno, acido clorhídrico, acido muriático, hexano, heptano y otros.

Nueva planta petroquímica

Durante el segundo trimestre de 2006 PEMEX espera iniciar operaciones de la planta “swing” en el Centro Petroquímico Morelos, en Coatzacoalcos, Veracruz. La planta tendrá una capacidad de producción de 300 Mt anuales de polietileno lineal de baja densidad o polietileno de alta densidad, indistintamente.

Comercio internacional3

Exportaciones de crudo

Durante el primer trimestre de 2006 las exportaciones de petróleo crudo de PEMEX promediaron 2,003 Mbd, 8% mayores a las registradas en el primer trimestre de 2005. Aproximadamente 80% 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 81% del total de las exportaciones de crudo fueron destinadas a los Estados Unidos de América, mientras que el 19% restante fue distribuido a Europa (8%), al resto del Continente Americano (9%) y al Lejano Oriente (2%). El precio ponderado de la mezcla mexicana de exportación se ubicó en US$49.85 por barril, comparado con US$34.65 por barril en el primer trimestre de 2005.

3 Fuente: PMI.



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Exportaciones de refinados y petroquímicos

Las exportaciones de productos refinados se ubicaron en 164 Mbd, 2% inferiores a las del primer trimestre de 2005. Lo anterior se debió a la reducción en disponibilidad de residuo largo. Los principales productos refinados exportados fueron nafta, gasolina cocker y condensados. Las exportaciones de petroquímicos disminuyeron 6%, o 13 Mt, situándose en 206 Mt, esto se atribuyó principalmente a mayor disponibilidad de productos derivados del etano, propano y aromáticos. Los principales productos petroquímicos exportados fueron polietilenos de alta y baja densidad, etileno, butadieno crudo y azufre.

Tabla 11

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasExportaciones(1)


Exportación de crudo (Mbd)(2)

Total 1,856 2,003 8% 147Pesado 1,613 1,598 -1% (15)Ligero 21 138 565% 117Superligero 222 267 20% 45

Precio promedio (US$/b) 34.65 49.85 44% 15Productos refinados (Mbd) 167 164 -2% (3)Petroquímicos (Mt) 219 206 -6% (13)

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

Importaciones En el primer trimestre de 2006 las importaciones de gas natural promediaron 369

MMpcd, 47% inferiores a las registradas durante el primer trimestre de 2005. La disminución se atribuyó al incremento en la producción de PEMEX y una menor demanda nacional. Las importaciones de productos refinados aumentaron 22%, de 369 Mbd a 450 Mbd. Este incremento se debió principalmente al mayor requerimiento de diesel y gasolinas. Las importaciones de petroquímicos aumentaron 57%, situándose en 138 Mt, básicamente como consecuencia de una mayor demanda de metanol, amoniaco e isobutano.



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Tabla 12

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasImportaciones(1)


Gas natural (MMpcd) 691 369 -47% (322)Productos refinados (Mbd)(2) 369 450 22% 80Petroquímicos (Mt) 88 138 57% 50

(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, 79 Mbd y 81 Mbd de GLP para el primer trimestre de 2005 y 2006, respectivamente.Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

Resultados financieros al 31 de marzo de 2006 Ventas totales Ventas totales Durante el primer trimestre de 2006 las ventas totales (incluyendo el impuesto especial

sobre producción y servicios, IEPS) se incrementaron 19% en pesos constantes, a Ps. 241.4 miles de millones (US$22.2 miles de millones), comparado con Ps. 202.4 miles de millones en el primer trimestre de 2005. El incremento en ventas totales se debió principalmente a un incremento en los precios.

Ventas en México

En el primer trimestre de 2006 las ventas en México incluyendo IEPS aumentaron 8%, de Ps. 117.4 miles de millones a Ps. 126.6 miles de millones (US$11.6 miles de millones). Las ventas en México sin IEPS aumentaron 20%, de Ps. 105.4 miles de millones a Ps. 126.6 miles de millones (US$11.6 miles de millones): • Las ventas de gas natural aumentaron 7%, de Ps. 17.7 miles de millones a Ps. 19.0

miles de millones (US$1.7 miles de millones). El volumen de ventas de gas natural disminuyó 1%, de 2,772 MMpcd a 2,735 MMpcd. En el primer trimestre de 2006 el precio promedio de gas natural fue de US$6.91 por millón de Unidad Térmica Británica (MMBtu), mientras que en el primer trimestre de 2005 promedió US$6.35 por MMBtu

• Las ventas de productos refinados sin IEPS aumentaron 25%, de Ps. 82.1 miles de millones a Ps. 102.6 miles de millones (US$9.4 miles de millones). El volumen de ventas de productos refinados aumentó 3%, de 1,750 Mbd a 1,794 Mbd. El IEPS causado por dichas ventas fue cero, en comparación con Ps. 11.9 miles de millones en el primer trimestre de 2005. Las ventas de productos refinados con IEPS aumentaron 9%, de Ps. 94.0 miles de millones a Ps. 102.6 miles de millones (US$9.4 miles de millones)

• Las ventas de petroquímicos bajaron 12%, de Ps. 5.6 miles de millones a Ps. 4.9 miles de millones (US$0.5 miles de millones). El volumen de ventas de petroquímicos disminuyó 3%, de 945 Mt a 918 Mt



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Tabla 13

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasVentas en México


(Ps. mm) (US$mm)Ventas en México incluyendo IEPS 117,351 126,552 8% 9,201 11,617 Ventas en México sin IEPS 105,418 126,552 20% 21,134 11,617

Gas natural 17,727 19,026 7% 1,300 1,747 Productos refinados incluyendo IEPS 94,015 102,598 9% 8,583 9,418 Productos refinados 82,083 102,598 25% 20,515 9,418

IEPS 11,933 - -100% (11,933) - Gasolinas 38,715 50,685 31% 11,970 4,653 Diesel 17,890 20,976 17% 3,086 1,926 GLP 12,364 13,407 8% 1,043 1,231 Otros 13,114 17,531 34% 4,417 1,609

Productos petroquímicos 5,609 4,928 -12% (681) 452


*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 31 de marzo de 2006.

Tabla 14

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


Gas natural (MMpcd) 2,772 2,735 -1% (37)Productos refinados (Mbd) 1,750 1,794 3% 44

Gasolina 651 699 7% 48Diesel 301 335 12% 35GLP 332 321 -3% (11)Otros 467 439 -6% (28)

Petroquímicos (Mt) 945 918 -3% (27)


Exportaciones En el primer trimestre de 2006 las ventas por exportaciones fueron Ps. 114.9 miles de

millones (US$10.5 miles de millones), 35% mayores a las exportaciones registradas en el primer trimestre de 2005 de Ps. 85.0 miles de millones. • Las ventas por exportaciones de petróleo crudo y condensados aumentaron 38%, de

Ps. 76.4 miles de millones a Ps. 105.5 miles de millones (US$9.7 miles de millones). El volumen de exportaciones de petróleo crudo aumentó 8%, de 1,856 Mbd a 2,003 Mbd

• Las ventas por exportaciones de productos refinados aumentaron 19%, de Ps. 7.4 miles de millones a Ps. 8.8 miles de millones (US$0.8 miles de millones). El volumen de exportaciones de productos refinados disminuyó 2%, de 167 Mbd a 164 Mbd

• Las ventas por exportaciones de petroquímicos disminuyeron 49%, de Ps. 1.2 miles de millones a Ps. 0.6 miles de millones (US$0.06 miles de millones). El volumen de las exportaciones de petroquímicos disminuyó 6%, de 219 Mt a 206 Mt



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Tabla 15

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasExportaciones


(Ps. mm) (US$mm)Exportaciones totales 85,004 114,879 35% 29,875 10,546

Petróleo crudo y condensados 76,386 105,463 38% 29,077 9,681 Productos refinados 7,374 8,778 19% 1,404 806 Productos petroquímicos 1,243 638 -49% (605) 59



Costos y gastos de operación Costos y gastos de operación

En el primer trimestre de 2006 los costos y gastos de operación aumentaron 20%, o Ps. 15.7 miles de millones respecto al mismo trimestre del año pasado, ubicándose en Ps. 94.0 miles de millones (US$8.6 miles de millones). Esta variación se atribuyó principalmente a: • Un incremento de Ps. 5.9 miles de millones en gastos de operación, principalmente

en adquisición de materiales y servicios personales • Un aumento de Ps. 5.6 miles de millones por variación de inventarios • Un incremento de Ps. 3.8 miles de millones por compra de productos • Un aumento de Ps. 1.8 miles de millones en el costo de la reserva laboral • Un aumento de Ps. 0.1 miles de millones por gastos de maquila • Un aumento de Ps. 0.1 miles de millones en gastos de exploración y pozos no

exitosos • Un decremento de Ps. 1.9 miles de millones en depreciación y amortización • Un aumento de Ps. 0.1 miles de millones en conservación y mantenimiento (incluye

mantenimiento operacional) El incremento en servicios personales se debió, principalmente, al registro de compensaciones salariales no observadas durante el primer trimestre de 2005. Estas se derivaron del pago de sueldos para trabajos de mantenimiento, al incremento salarial real del año y a la reorganización corporativa de Exploración y Producción.



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Costo de lo vendido

En el primer trimestre de 2006 el costo de lo vendido aumentó 22%, o Ps. 13.6 miles de millones, respecto al primer trimestre de 2005, alcanzando Ps. 76.1 miles de millones (US$7.0 miles de millones). La variación se compone principalmente por: • Un aumento de Ps. 5.6 miles de millones por variación de inventarios • Un incremento de Ps. 3.8 miles de millones por compra de productos • Un aumento de Ps. 3.7 miles de millones en gastos de operación, principalmente en

adquisición de materiales • Un incremento de Ps. 2.1 miles de millones en el costo de la reserva laboral • Un aumento de Ps. 0.1 miles de millones por gastos de exploración y pozos no

exitosos • Un aumento de Ps. 0.1 miles de millones por gastos de maquila ocasionado por el

incremento de la diferencia entre productos terminados –básicamente gasolina- y el precio del crudo

• Un decremento de Ps. 1.9 miles de millones en depreciación y amortización • Un aumento de Ps. 0.1 miles de millones en conservación y mantenimiento (incluye

mantenimiento operacional) Gastos de distribución

Durante el primer trimestre de 2006 los gastos de distribución se incrementaron 14%, de Ps. 4.8 miles de millones a Ps. 5.5 miles de millones (US$0.5 miles de millones). El aumento se debió, principalmente, a un incremento de 13%, o Ps. 0.4 miles de millones, en gastos de operación, principalmente en servicios personales, y a un aumento en el costo de la reserva laboral de 13%, o Ps. 0.2 miles de millones.

Gastos de administra-ción

En el primer trimestre de 2006 los gastos de administración crecieron 12%, de Ps. 11.0 miles de millones a Ps. 12.3 miles de millones (US$1.1 miles de millones). El aumento se atribuyó principalmente a un incremento de Ps. 1.8 miles de millones en gastos de operación, principalmente en servicios personales, parcialmente compensado por una disminución en el costo de la reserva laboral de Ps. 0.5 miles de millones.

Costo por reserva laboral

En el primer trimestre de 2006, el costo por reserva laboral aumentó 13%, de Ps. 14.1 miles de millones a Ps. 15.9 miles de millones (US$1.5 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, reclasificaciones en la proporción de prorrateo.

Rendimiento de operación Aumentó 19% En el primer trimestre de 2006 el rendimiento de operación fue Ps. 147.5 miles de

millones (US$13.5 miles de millones), 19% superior a la cifra comparable de 2005 de Ps. 124.1 miles de millones. Sin considerar el IEPS, el incremento del rendimiento de operación fue de 31%, o Ps. 35.3 miles de millones, al pasar de Ps. 112.1 miles de millones a Ps. 147.5 miles de millones (US$13.5 miles de millones).



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Costo integral de financiamiento Aumento del CIF

En el primer trimestre de 2006 el costo integral de financiamiento aumentó Ps. 0.07 miles de millones, pasando de Ps. 3.57 miles de millones a Ps. 3.64 miles de millones (US$0.3 miles de millones). El aumento se debió principalmente a: • Una reducción de Ps. 1.2 miles de millones de intereses netos • Un aumento de Ps. 7.4 miles de millones de pérdida cambiaria • Un aumento de Ps. 6.1 en la utilidad por posición monetaria

Intereses netos

En el primer trimestre de 2006 los intereses netos -sin considerar intereses capitalizables- disminuyeron 14%, de Ps. 8.7 miles de millones a Ps. 7.5 miles de millones (US$0.7 miles de millones). Los intereses a cargo aumentaron Ps. 1.5 miles de millones, mientras que los intereses a favor aumentaron Ps. 2.7 miles de millones. La reducción de los intereses netos se debe principalmente a la disminución de los intereses no capitalizados en los proyectos PIDIREGAS y a la de los intereses de la deuda documentada.

Pérdida cambiaria

En el primer trimestre de 2006 PEMEX registró una pérdida cambiaria de Ps. 4.3 miles de millones (US$0.4 miles de millones), comparado a una ganancia cambiaria de Ps. 3.1 miles de millones en el primer trimestre de 2005. Esta disminución se debió principalmente a la depreciación del tipo de cambio del peso respecto al dólar de 1.07% durante el primer trimestre de 2006, comparado a una apreciación de 0.77% en el mismo período de 2005.

Resultado por posición monetaria

En el primer trimestre de 2006 la utilidad por posición monetaria fue de Ps. 8.2 miles de millones (US$0.7 miles de millones), representando un aumento de Ps. 6.1 miles de millones respecto a la utilidad por posición monetaria del primer trimestre de 2005. El aumento de la posición monetaria se debió principalmente a un incremento en activos monetarios y a un aumento en la inflación de 0.79% en el primer trimestre de 2005 a 0.87% en el mismo periodo de 2006.



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Tabla 16


(Ps. mm) (US$mm)Costo integral de financiamiento 3,569 3,637 2% 68 334

Intereses a favor (2,213) (4,961) (2,748) (455) Intereses a cargo 10,924 12,469 14% 1,545 1,145 Pérdida (ganancia) por variación cambiaria (3,063) 4,299 -240% 7,362 395 Resultado por posición monetaria (utilidad) (2,080) (8,169) 293% (6,090) (750)


Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasCosto integral de financiamiento


Otros ingresos Otros ingresos netos

En el primer trimestre de 2006 el rubro de otros ingresos netos pasó de Ps. 4.0 miles de millones a Ps. 6.4 miles de millones (US$0.6 miles de millones). Este aumento se debió principalmente a mayores ingresos generados por la tasa negativa del IEPS.

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

En el primer trimestre de 2006 el rendimiento antes de impuestos, derechos y aprovechamientos fue Ps. 150.2 miles de millones (US$13.8 miles de millones), en comparación con Ps. 124.6 miles de millones. El aumento de 21% se debió a: • Un incremento de Ps. 23.4 miles de millones del rendimiento de operación • Un aumento de Ps. 2.4 miles de millones de otros ingresos netos • Un incremento de Ps. 0.1 miles de millones del costo integral de financiamientos



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Impuestos, derechos y aprovechamientos Impuestos, derechos y aprovecha-mientos

El monto de impuestos, derechos y aprovechamientos pagados en el primer trimestre de 2006 aumentó 15%, pasando de Ps. 123.8 miles de millones en el primer trimestre de 2005 a Ps. 142.5 miles de millones (US$13.1 miles de millones). Sin embargo, como proporción de las ventas totales, el monto de impuestos, derechos y aprovechamientos representó el 59% y 61% en 2006 y 2005, respectivamente.

DOH y otros Durante 2005 el pago de impuestos, derechos y aprovechamientos de Petróleos

Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios fue equivalente al 60.8% de sus ventas totales4. A partir del 1 de enero de 2006, PEMEX está sujeto a un nuevo régimen fiscal. Bajo el nuevo régimen fiscal, el esquema de contribuciones de Pemex Exploración y Producción queda establecido en la Ley Federal de Derechos y el esquema fiscal del resto de los Organismos Subsidiarios continúa establecido en la Ley de Ingresos de la Federación. El derecho principal en el nuevo esquema fiscal es el derecho ordinario sobre hidrocarburos (DOH), el cual es pagado por Pemex Exploración y Producción. A diferencia del régimen fiscal anterior, en el cual la base gravable eran las ventas totales, bajo el nuevo régimen fiscal la base gravable es un quasi rendimiento de operación5. Durante el primer trimestre de 2006 el monto pagado de DOH y otros impuestos y derechos fue de Ps. 140.8 miles de millones (US$12.9 miles de millones), esto es Ps. 36.8 miles de millones superior al observado en el primer trimestre de 2005.

IEPS Hasta el 31 de diciembre de 2005 el pago de impuestos, derechos y aprovechamientos

equivalente al 60.8% de las ventas totales incluía el Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) aplicable a gasolinas y diesel de uso automotriz. Bajo el nuevo régimen fiscal, el IEPS 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 el primer trimestre 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 primer trimestre de 2006 no se pago IEPS, éste fue cero. En el primer trimestre de 2005, el IEPS fue de Ps. 11.9 miles de millones.

4 Las Compañías Subsidiarias de Petróleos Mexicanos con domicilio en México tienen un régimen fiscal similar al de otras empresas en México. 5 El Nuevo régimen fiscal se detalla en la sección de “Otros aspectos relevantes”.



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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. Se estableció que durante 2005 el ARE generado a partir de US$27.00 por barril se asignaría como sigue: • 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 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 crudo (DEE), el cual equivale al 13.1% de los ingresos por exportación de petróleo crudo 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 primer trimestre de 2006 el ARE fue de Ps. 1.7 miles de millones (US$0.2 miles de millones), mientras que en el periodo comparable de 2005, el ARE fue de Ps. 7.9 miles de millones. Tanto la recaudación del ARE como la del DEE se destinarán a los estados La primera en los términos establecidos en el Presupuesto de Egresos de la Federación y la segunda a través del Fondo de Estabilización de los Ingresos de las Entidades Federativas.

Tabla 17

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


(Ps. mm) (US$mm)

123,817 142,487 15% 18,670 13,080 Derecho ordinario sobre hidrocarburos y otros(1) 103,958 140,784 35% 36,826 12,924 Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) 11,933 - -100% (11,933) - Aprovechamiento sobre rendimientos excedentes 7,927 1,703 -79% (6,224) 156


Total de impuestos, derechos y aprovechamientos

*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 31 de marzo de 2006.(1) En 2005 se pagó derecho sobre extracción y otros



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Rendimiento neto Rendimiento neto de Ps. 7.8 miles de millones

En el primer trimestre de 2006 PEMEX registró un rendimiento neto de Ps. 7.8 miles de millones (US$0.7 miles de millones), comparado con un rendimiento neto de Ps. 5.3 miles de millones en el primer trimestre de 2005. El aumento de Ps. 2.4 miles de millones se explica por: • Un incremento en el rendimiento de operación de Ps. 23.4 miles de millones • Un incremento en el costo integral de financiamiento de Ps. 0.1 miles de millones • Un aumento en otros ingresos netos de Ps. 2.4 miles de millones • Un aumento en impuestos, derechos y aprovechamientos de Ps. 18.7 miles de millones • Una disminución del efecto acumulado inicial por la adopción de nuevos pronunciamientos

contables de Ps. 4.6 miles de millones

EBITDA El EBITDA aumentó 27%

En el primer trimestre de 2006 el EBITDA aumentó 27%, a Ps. 179.3 miles de millones (US$16.5 miles de millones), de Ps. 141.7 miles de millones.

Tabla 18


(Ps. mm) (US$mm)Rendimiento (pérdida) neto 5,312 7,752 46% 2,440 712 + Impuestos, derechos y aprovechamientos 123,817 142,487 15% 18,670 13,080 - Impuesto Especial sobre Producción y

Servicios (IEPS) 11,933 - -100% (11,933) -

+ Costo integral de financiamiento 3,569 3,637 2% 68 334 + Depreciación y amortización 11,477 9,549 -17% (1,928) 877

+ Costo por reserva laboral 14,063 15,903 13% 1,839 1,460 + Efecto acumulado inicial por la adopción de

nuevo pronunciamiento4,576.2 - -100% (4,576) -

EBITDA 141,730 179,328 27% 37,598 16,462


Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasReconciliación del EBITDA




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Activos totales Activos totales crecieron 7%

Al 31 de marzo de 2006 los activos totales fueron Ps. 1,114.1 miles de millones (US$102.3 miles de millones), lo que representa un incremento de 7%, o Ps. 74.2 miles de millones, respecto al 31 de marzo de 2005. Las variaciones de los componentes del activo total fueron las siguientes: • Efectivo y valores de inmediata realización aumentaron 16%, o Ps. 18.3 miles de

millones • Cuentas, documentos por cobrar y otros crecieron 20%, o Ps. 26.9 miles de millones • El valor de los inventarios aumentó 18%, o Ps. 7.5 miles de millones, debido al

incremento en los precios de hidrocarburos • Instrumentos financieros derivados disminuyeron 83%, o Ps. 7.1 miles de millones • Propiedades y equipo se incrementó 6%, o Ps. 36.2 miles de millones, resultado de

nuevas inversiones • Otros activos disminuyeron 7%, o Ps. 7.6 miles de millones, principalmente como

resultado de la aplicación del nuevo boletín D-3 “Obligaciones laborales” que separa los Planes de Beneficios al Retiro de los Posteriores al Retiro, ya que éstos últimos no generan activo intangible

Pasivos totales Los pasivos crecieron 13%

Los pasivos totales crecieron 13%, a Ps. 1,127.2 miles de millones (US$103.5 miles de millones). • El pasivo de corto plazo aumentó 34%, o Ps. 47.2 miles de millones, ubicándose en

Ps. 184.7 miles de millones (US$17.0 miles de millones), principalmente como resultado del incremento en impuestos por pagar

• El pasivo de largo plazo creció 9%, o Ps. 79.8 miles de millones, llegando a Ps. 942.5 miles de millones (US$86.5 miles de millones), como resultado principalmente del incremento en la reserva laboral

Reserva laboral

La reserva laboral creció 19%, de Ps. 329.0 miles de millones a Ps. 390.6 miles de millones (US$35.9 miles de millones). El aumento de Ps. 61.7 miles de millones proviene principalmente del incremento salarial, de pensiones y de prestaciones, 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 Disminución de Ps. 55.1 miles de millones

El patrimonio de PEMEX disminuyó Ps. 55.1 miles de millones, de Ps. 39.8 miles de millones a Ps. -15.4 miles de millones (US$ -1.4 miles de millones). El cambio en el patrimonio se debe principalmente a: • Un incremento en pérdidas acumuladas de Ps. 82.7 miles de millones • Una disminución de Ps. 20.2 miles de millones asociada a la reserva laboral • Una disminución de Ps. 1.7 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 aumento de Ps. 3.7 miles de millones en el exceso o insuficiencia en el patrimonio

• Un efecto compensatorio de Ps. 45.2 miles de millones por una aportación patrimonial derivada principalmente por el reembolso del ARE causado en el 2005

Bajo leyes mexicanas no existen implicaciones legales para entidades públicas descentralizadas del Gobierno Federal con patrimonio negativo. Por lo tanto, no hay conflictos legales referentes a las obligaciones financieras de PEMEX ni a su capacidad de generar efectivo. Los contratos de crédito vigentes no incluyen acuerdos financieros, o eventos de suspensión de pagos, que podrían originarse como resultado del patrimonio negativo. Cabe destacar que en la forma 20-F del 2000, PEMEX reportó un patrimonio negativo en su conciliación a Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados en EUA (USGAAP). De 2001 a 2002, con la aplicación del Boletín contable B-10, el cual incorpora los efectos de la inflación en la información financiera, el patrimonio de PEMEX conciliado a USGAAP se tornó positivo, sin embargo, en 2003 el patrimonio resultó negativo nuevamente.

Resultados por segmento Rendimiento de operación

En el primer trimestre de 2006 el rendimiento de operación fue Ps. 147.5 miles de millones (US$13.5 miles de millones), 19% superior a la cifra comparable de 2005 de Ps. 124.1 miles de millones. • Pemex Exploración y Producción registró un rendimiento de operación de Ps. 161.0

miles de millones (US$14.8 miles de millones), Ps. 46.3 miles de millones mayor que al 31 de marzo de 2005

• Pemex Gas y Petroquímica Básica registró un rendimiento de operación de Ps. 2.2 miles de millones (US$0.2 miles de millones), Ps. 1.1 miles de millones menor que al 31 de marzo de 2005

• La pérdida de operación de Refinación fue de Ps. 11.0 miles de millones (US$1.0 miles de millones), Ps. 18.4 miles de millones mayor que al 31 de marzo de 2005

• La pérdida de operación de Petroquímica fue de Ps. 5.1 miles de millones (US$0.5 miles de millones), Ps. 3.8 miles de millones mayor que al 31 de marzo de 2005



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Estado de cambios Recursos generados en operación

Los recursos generados en actividades de operación ascendieron a Ps. 14.4 miles de millones (US$1.3 miles de millones). La reducción de Ps. 6.8 miles de millones se debe principalmente al aumento en las cuentas y documentos por cobrar.

Recursos generados por financia-miento

Los recursos generados mediante financiamiento ascendieron a Ps. 19.8 miles de millones (US$1.8 miles de millones). La reducción de Ps. 1.4 miles de millones se debe principalmente al financiamiento bursátil y a la amortización de financiamiento bancario.

Recursos utilizados en inversión

Los recursos utilizados en actividades de inversión ascendieron a Ps. 21.0 miles de millones (US$1.9 miles de millones) como consecuencia del incremento en activos fijos.

Actividades de financiamiento

Necesidades de financiamiento Monto captado Durante el año, el monto captado asciende a US$ 1.9 miles de millones distribuidos

como sigue: • US$1.5 miles de millones en bonos emitidos en mercados de capital internacionales • US$0.3 miles de millones a través de Agencias de Crédito a la Exportación (ECA’s) El 100% proviene de mercados financieros extranjeros.

Monto por captar en el resto de 2006

Para el resto de 2006 el programa de financiamiento de PEMEX contempla captar aproximadamente US$0.8 miles de millones. Como en ocasiones anteriores, PEMEX podría realizar operaciones de prefondeo en función de las condiciones de mercado. El monto a captar en el resto de 2006 estará sujeto a la posibilidad de fondearse con recursos propios. Aún se discute esta posibilidad con la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP).



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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 el primer trimestre de 2006: • El 2 de febrero de 2006, realizó la reapertura de dos emisiones 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

• Se espera que durante el primer semestre de 2006 PEMEX cierre un crédito sindicado por US$5,500 millones, que actualmente se encuentra en proceso de sindicación. El crédito sindicado estará dividido en un crédito de largo plazo por US$4,250 millones y una línea revolvente por US$1,250 millones. El crédito de largo plazo se utilizará para refinanciar el crédito sindicado firmado el 22 de marzo de 2005 y se dividirá en dos tramos: − Tramo A: 1,500 millones de dólares a un plazo de cinco años − Tramo B: 2,750 millones de dólares amortizables a un plazo de 7 años Por otra parte, la línea revolvente podrá ser utilizada indistintamente por el Pemex Project Funding Master Trust o por Petróleos Mexicanos, según sus necesidades, y tendrá un plazo de tres años

Deuda total Deuda total de US$51.0 miles de millones

La deuda total consolidada, incluyendo intereses devengados, fue de Ps. 555.4 miles de millones (US$51.0 miles de millones). Esta cifra representa un incremento de 4%, o Ps. 22.0 miles de millones respecto al primer trimestre de 2005. La deuda total está integrada por la deuda documentada, la cual incluye: • 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. • Notas a contratistas. Durante la elaboración de los estados financieros auditados al 31 de

diciembre de 2005 y por recomendación de los auditores, este concepto fue consolidado en el rubro de deuda documentada

Deuda neta de US$38.6 miles de millones

La deuda neta, o la diferencia entre deuda total y efectivo más valores de inmediata realización, aumentó Ps. 3.7 miles de millones, de Ps. 416.8 miles de millones a Ps. 420.5 miles de millones (US$38.6 miles de millones).



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Tabla 19

Al 31 de marzo de2005 2006 Variación 2006

(Ps. mm) (US$mm)Deuda documentada(1) 501,450 557,692 11% 56,242 51,195

Corto plazo 27,246 30,676 13% 3,430 2,816 Largo plazo 474,204 527,016 11% 52,812 48,379

Venta de cuentas por cobrar(2) 31,958 - -100% (31,958) - Largo plazo 31,958 - -100% (31,958) -

533,408 557,692 5% 24,284 51,195 Corto plazo 27,246 30,676 13% 3,430 2,816 Largo plazo 506,162 527,016 4% 20,854 48,379

Efectivo y valores de inmediata realización 116,580 134,891 16% 18,311 12,383

Deuda neta total 416,828 422,801 1% 5,973 38,812

(1) Consistente con reportes a la Comisión de Valores de los EUA (SEC).


(2) Representa la deuda de Pemex Finance en el primer trimestre de 2005. A partir del terecer trimestre de 2005 se incluye en deuda documentada. Al 31 de marzo de 2006 la deuda de Pemex Finance asciende a


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. 30.7 miles de millones (US$2.8 miles de millones).

Deuda de largo plazo

La deuda total de largo plazo fue de Ps. 527.0 miles de millones (US$48.4 miles de millones).



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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 31 de marzo de(Ps. mm) US$mm

Deuda en pesos 104,585 9,601 2006 3,500 321

enero - marzo 2007 (3,476) (319) abril 2007 - marzo 2008 17,944 1,647 abril 2008 - marzo 2009 4,944 454 abril 2010 - marzo 2011 26,013 2,388

abril 2011 en adelante 55,659 5,109

Deuda en otras monedas 453,107 41,594 2006 26,214 2,406

enero - marzo 2007 4,438 407 abril 2007 - marzo 2008 51,442 4,722 abril 2008 - marzo 2009 50,491 4,635 abril 2010 - marzo 2011 71,754 6,587

abril 2011 en adelante 248,769 22,836

Deuda total 557,692 51,195



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


(Años)Dólares de E.U.A. 4.0 4.2 0.1Pesos mexicanos 1.5 2.1 0.6Euros 1.2 1.5 0.3Yenes japoneses 2.6 2.1 (0.5)Francos suizos 0.4 0.2 (0.2)Total 3.6 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 31 de marzo de 2006 aproximadamente 62% de la exposición de la deuda de PEMEX era a tasa fija y el 38% 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, la exposición de la deuda en pesos ha aumentado 2 puntos porcentuales debido a un incremento del financiamiento en pesos.

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 31 de marzo de2005 2006 2005 2006 2005 2006

PorcentajePor moneda A tasa fija A tasa flotante

Dólares de E.U.A. 82.2% 79.9% 67.5% 65.7% 32.5% 34.3%Pesos mexicanos 17.6% 20.0% 40.4% 49.0% 59.6% 51.0%Euros 0.006% 0.003% 23.1% 38.5% 76.9% 61.5%Yenes japoneses 0.2% 0.1% 100.0% 100.0% 0.0% 0.0%Francos suizos 0.0004% 0.0001% 0% 0.0% 100.00% 100.00%Total 100.0% 100.0% 62.8% 62.4% 37.2% 37.6%




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Otros aspectos relevantes Nuevo régimen fiscal

A partir del 1 de enero de 2006, PEMEX está sujeto a un nuevo régimen fiscal. 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 corresponda6. 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)7

• 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 barril8. 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

• 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 objetivo9

6 Ver Tabla A9 7 Ver Tabla A10 8 Ver Tabla A11 9 Ver Tabla A12 y metodología de cálculo



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Fin del subsidio al precio del gas natural

De conformidad con el Decreto Presidencial del 12 de septiembre de 2005, el precio de venta del gas natural para los consumidores industriales y distribuidores fue equivalente a: • El precio de Reynosa, Tamaulipas de agosto de 2005 (7.253 US$/MMBtu), más • 21% de la diferencia entre el precio de Reynosa para el mes en cuestión menos

7.253 US$/MMBtu. Asimismo, el Decreto establecía que este mecanismo de precios del gas natural estaría vigente hasta que la producción de gas natural en el Golfo de México se reestableciera. Ésta se reestableció el 10 de enero de 2006 cuando la producción de los 30 días anteriores promedió 8,000 MMpcd.

Incidentes En el primer trimestre de 2006 se han presentado los siguientes incidentes en los

Estados de Morelos, Veracruz y Coahuila: • El 1 de febrero de 2006 se registró una fuga de gasolina Premium en el poliducto

Añil-Cuernavaca en la estación Montecristi, ubicada a la altura del kilómetro 58 de la carretera libre México-Cuernavaca. La falla se detectó en una válvula controladora de flujo del peine No.1 en dicha estación, donde el ducto se reduce de 8 a 6 pulgadas de diámetro

• El 15 de febrero de 2006 se registró y controló una fuga de crudo en la Estación de Compresoras El Plan, en el municipio de Las Chiapas, en el estado de Veracruz. El incidente, a causa de la corrosión, ocurrió en las líneas de 2 y 4 pulgadas de diámetro ubicadas en la periferia de dicha instalación

• El 28 de febrero se detectó y controló una fuga en el kilómetro 256 del oleoducto de 30 pulgadas de diámetro que va de Nuevo Teapa a Poza Rica, provocada por una toma clandestina

• El 8 de marzo de 2006 se registró un incendio en el polioducto de 10 pulgadas de diámetro Satélite-Monclova-Sabinas, como consecuencia de una toma clandestina. El lugar se ubica aproximadamente a 200 metros del kilómetro 127 de la carretera federal Monterrey-Monclova, en el municipio de Castaños, Coahuila

• El 31 de marzo de 2006 se detectó y controló una fuga en el poliducto de 16 pulgadas de diámetro que va de Minatitlán a Salina Cruz, a la altura de la colonia Agraria del Municipio de Jaltipán, Veracruz, ocasionada por el descontrol de una toma clandestina

En colaboración con los Gobiernos de Morelos, Veracruz y Coahuila, 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

2003 2004 2005 2006

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

Total 3,012 3,127 3,177 3,324 3,332 3,415 3,411 3,382 3,422 3,382 3,346 3,316 3,425 3,286 3,306 3,345

Región Marina Noreste 1,763 1,986 2,152 2,346 2,376 2,467 2,474 2,440 2,479 2,436 2,408 2,375 2,450 2,305 2,300 2,334Akal y Nohoch 1,420 1,673 1,851 1,995 2,023 2,096 2,101 2,085 2,110 2,074 2,047 2,067 2,041 1,905 1,883 1,882Ku 205 176 185 202 196 197 195 185 194 197 189 159 213 213 225 244Zaap 30 26 21 28 31 51 54 53 53 54 68 53 77 75 71 82Maloob 50 45 35 51 53 48 46 51 55 55 50 38 51 48 50 57Chac 18 22 17 19 20 21 22 23 23 11 11 10 13 12 12 13Kutz - 5 9 13 11 13 14 9 12 13 13 10 14 11 11 12Otros 40 40 32 39 42 41 42 34 33 31 30 37 40 39 48 44

Región Marina Suroeste 622 554 452 410 399 393 388 389 391 388 384 381 394 390 419 428Caan 182 163 133 119 117 111 110 107 109 109 106 102 100 95 94 93Chuc 140 118 107 98 101 99 96 92 93 93 94 98 103 99 112 111Abkatún 108 103 80 75 72 67 63 59 57 52 50 49 47 41 38 34Taratunich 50 43 39 36 34 38 37 35 33 33 32 27 24 17 19 24Pol 74 62 42 38 36 34 32 30 28 23 21 19 18 16 14 14Otros 69 64 51 43 40 44 51 67 72 78 81 86 102 122 142 152

Región Sur 550 509 498 496 485 480 472 474 471 475 471 479 495 508 504 499Puerto Ceiba 17 21 38 37 43 51 55 70 79 82 77 77 81 81 70 63Samaria 83 83 71 77 76 71 67 66 64 60 59 60 64 68 69 66Iride 45 43 43 47 43 43 45 45 46 46 48 48 50 51 52 51Jujo 61 56 56 54 54 49 48 47 45 45 41 45 52 51 51 54Cunduacán 24 22 21 22 22 23 25 24 24 28 28 28 30 27 25 23Tecominoacán 32 29 27 24 23 24 23 21 19 18 19 20 22 23 25 28Cárdenas 23 20 16 15 14 14 14 14 14 13 11 11 14 18 18 19Sen 30 33 31 25 24 21 16 9 11 15 16 17 18 19 21 22Pijije 4 5 9 11 12 13 13 12 11 11 10 10 12 14 14 14Jolote 20 16 15 13 12 11 11 12 11 11 10 9 10 10 9 9Cactus 11 12 10 11 11 12 13 11 11 11 10 11 9 9 8 8Bellota 10 9 10 9 8 9 8 10 10 9 9 10 9 9 8 8Chinchorro 10 10 9 10 11 10 10 10 9 8 8 8 8 8 7 7Yagual 4 4 4 4 3 4 4 4 5 7 10 11 11 13 12 11Rodador 2 2 3 7 7 8 7 7 7 6 5 5 5 5 6 4Otros 174 144 136 131 122 119 115 111 107 107 108 108 101 104 110 111

Región Norte 77 79 75 71 72 74 77 80 80 82 83 81 86 84 83 84Poza Rica 10 11 10 9 9 10 11 10 11 12 11 10 10 10 9 10Arenque 6 8 8 9 9 9 8 8 8 8 9 10 10 9 9 8Agua Fría 3 2 2 2 2 2 3 6 6 6 8 6 6 5 6 7Tajín 2 1 1 2 2 4 6 6 6 6 5 6 6 6 6 6Tamaulipas 8 8 7 5 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 5 5Otros 42 41 40 39 39 39 39 39 38 40 38 39 43 43 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

2003 2004 2005 2006

2000 2001 2002 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 3T 1T(MMcfd)

Total 4,679 4,511 4,423 4,441 4,425 4,563 4,562 4,557 4,570 4,577 4,586 4,640 4,861 4,839 4,928 5,094

Región Marina Noreste 737 794 831 913 924 963 962 948 959 945 938 918 965 914 915 931Akal y Nohoch 543 610 676 728 738 765 767 761 770 757 747 755 745 695 687 687Ku 133 123 98 118 116 108 102 102 101 102 98 82 106 109 115 127Otros 60 61 57 67 69 90 93 85 89 86 93 81 113 110 113 117

Región Marina Suroeste 820 736 621 580 578 582 585 609 600 599 602 601 654 656 707 750Caan 278 258 215 197 209 208 211 222 221 207 212 207 216 205 198 196Chuc 177 148 131 119 121 120 116 105 92 92 92 97 108 117 130 118Taratunich 75 67 65 64 61 71 71 69 65 67 62 54 49 32 37 57Sinan - - - - - - 5 32 44 57 61 63 80 89 88 94Abkatún 82 78 62 58 57 56 55 52 49 45 42 43 42 33 27 33Uech 51 45 43 43 37 41 38 39 40 36 32 28 25 22 25 26Otros 157 139 104 99 93 84 90 91 89 96 101 109 134 160 203 226

Región Sur 1,857 1,743 1,704 1,644 1,634 1,641 1,601 1,532 1,507 1,486 1,456 1,419 1,408 1,398 1,377 1,361Muspac 216 212 235 245 216 204 196 171 146 133 128 124 116 117 104 92Samaria 113 114 94 91 95 102 106 102 102 106 99 94 89 89 79 78Catedral 134 123 124 134 133 125 120 111 104 95 92 82 75 71 68 66Giraldas 96 102 103 95 95 98 95 91 90 87 87 83 78 69 67 64Copano 79 86 80 76 79 86 84 84 84 74 72 70 68 64 59 60Cunduacán 64 57 51 54 54 43 68 72 70 72 69 77 90 90 94 99Iride 68 76 74 79 73 80 78 67 69 68 77 83 92 96 102 109Puerto Ceiba 11 18 24 21 26 33 34 43 52 58 57 52 54 53 47 43Jujo 82 81 71 65 62 55 50 47 46 48 41 46 53 59 59 64José Colomo 63 60 47 39 38 36 35 37 35 35 35 35 35 36 35 32Sen 86 92 91 75 71 63 47 25 30 38 39 41 45 47 53 56Pijije 12 14 26 32 35 37 36 35 32 32 30 29 34 41 42 42Luna 110 89 85 60 53 47 43 36 33 31 30 30 21 25 21 21Tecominoacán 40 37 30 26 24 26 24 30 30 30 33 31 36 33 35 40Saramako - - 2 9 9 18 21 21 23 32 36 29 28 25 22 20Cárdenas 47 35 31 28 29 28 26 24 23 30 29 26 29 40 38 41Cactus 21 22 19 22 25 24 29 26 25 27 23 25 23 22 22 20Bellota 26 25 28 22 27 30 29 29 30 20 22 26 26 23 24 23Otros 590 501 489 470 491 505 479 480 481 471 456 438 415 401 405 393

Región Norte 1,266 1,238 1,268 1,304 1,290 1,377 1,414 1,469 1,504 1,547 1,590 1,703 1,834 1,871 1,930 2,052Culebra 320 274 219 208 201 200 196 179 164 153 182 182 185 167 153 157Cuitláhuac 122 126 109 93 92 87 91 92 104 129 127 116 115 116 117 121Arcos 199 175 148 149 155 134 125 128 115 90 82 76 81 101 109 104Cocuite 18 27 45 65 79 105 110 112 99 102 92 84 77 71 65 57Vistoso - - - - - - 32 59 79 85 95 111 118 119 120 120Santa Rosalia 9 24 63 51 40 53 67 62 66 70 55 56 56 58 71 55Corindón 26 40 59 54 63 63 56 62 49 44 44 45 41 36 49 48Arcabuz 93 57 46 37 33 32 32 38 35 41 47 54 67 76 65 71Torrecillas 1 5 21 30 32 38 36 36 46 38 36 36 41 41 43 43Velero 2 9 13 17 19 22 29 41 36 38 38 50 50 49 51 54Arenque 27 28 29 29 30 32 31 32 32 33 32 31 32 33 31 32Copite 47 35 33 30 21 28 28 28 29 30 30 28 27 22 26 27Otros 402 439 482 540 526 583 580 601 648 693 732 833 945 982 1,030 1,163

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 299,736 345,299 15% 45,563 31,698

Efectivo y valores de inmediata realización 116,580 134,891 16% 18,311 12,383

Cuentas, documentos por cobrar y otros 132,297 159,190 20% 26,893 14,613 Inventarios 42,328 49,802 18% 7,474 4,572 Instrumentos financieros derivados 8,531 1,416 -83% (7,115) 130

Propiedades y equipo 624,552 660,793 6% 36,241 60,659 Otros activos 115,593 107,971 -7% (7,621) 9,912

Total del activo 1,039,880 1,114,063 7% 74,183 102,269

Pasivo de corto plazo 137,437 184,893 35% 47,457 16,973 Deuda a corto plazo(1) 27,246 30,676 13% 3,430 2,816 Proveedores 24,584 22,056 -10% (2,528) 2,025 Cuentas y gastos acumulados por pagar 24,812 29,396 18% 4,584 2,698 Impuestos por pagar 49,500 89,808 81% 40,308 8,244 Instrumentos financieros derivados 11,294 12,958 15% 1,664 1,189

Pasivo de largo plazo 862,667 944,534 9% 81,867 86,706 Deuda a largo plazo(2) 506,162 527,016 4% 20,854 48,379

Reserva laboral 328,972 390,631 19% 61,659 35,859 Otros pasivos a largo plazo(3) 27,533 26,887 -2% (646) 2,468

Total del pasivo 1,000,103 1,129,427 13% 129,324 103,679

Total del patrimonio 39,777 (15,365) -139% (55,141) (1,410)

Total del pasivo y patrimonio 1,039,880 1,114,063 7% 74,183 102,269

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)Ventas totales 202,354 241,431 19% 39,076 22,163

En México(1) 117,351 126,552 8% 9,201 11,617 Exportaciones 85,004 114,879 35% 29,875 10,546

Costos y gastos de operación(2) 78,272 93,959 20% 15,686 8,625 Costo de lo vendido 62,501 76,148 22% 13,647 6,990 Gastos de distribución 4,819 5,496 14% 677 505 Gastos de administración 10,952 12,315 12% 1,362 1,130

124,082 147,472 19% 23,390 13,538

3,569 3,637 2% 68 334 Otros gastos (ingresos) (4,040) (6,404) -59% (2,364) (588)

124,554 150,239 21% 25,686 13,792

123,817 142,487 15% 18,670 13,080 Derechos sobre extracción, aprovechamientos y otros 111,885 142,487 27% 30,602 13,080 Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) 11,933 - -100% (11,933) -

4,576.2 - (4,576) -

Rendimiento (pérdida) neto 5,312 7,752 46% 2,440 712


Rendimiento antes de impuestos, derechos y aprovechamientos

p p ( ) pel 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 31 de marzo de 2006.

(2) Incluye el costo por reserva laboral.

(1) Incluye el Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS), que fue de Ps. 11,933 millones en el primer trimestre de 2005 y cero en primer trimestre de 2006.

Rendimiento de operación

Efecto acumulado inicial por la adopción de nuevo pronunciamiento

Impuestos, derechos y aprovechamientos

Costo integral de financiamiento



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Tabla A5


(Ps. mm) (US$mm)Total del patrimonio 39,777 (15,365) -139% (55,141) (1,410)

Certificados de contribución "A" 89,872 90,499 1% 628 8,308 Aportación patrimonial 34,336 79,527 132% 45,191 7,300 Efecto de la reserva laboral (7,270) (27,492) (20,223) (2,524) Utilidad integral (1,671) (3,369) (1,698) (309) Exceso o insuficiencia en el patrimonio 141,962 145,616 3% 3,654 13,367 Rendimiento (pérdidas) acumulados (217,453) (300,146) (82,693) (27,553)

De años anteriores (222,765) (307,898) (85,133) (28,264) Rendimiento (pérdida) del ejercicio 5,312 7,752 46% 2,440 712



Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasPatrimonio



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Tabla A6

Estados de Cambios en la Situación Financiera Al 31 de marzo de

2005 2006 Variación 2006(Ps. mm) (US$mm)

Actividades de operaciónRendimiento (pérdida) neto 5,312 7,752 46% 2,440 712

25,540 25,452 0% (88) 2,336 Depreciación y amortización 11,477 9,549 -17% (1,928) 877 Otras partidas virtuales 14,063 15,903 13% 1,840 1,460

Flujo derivado del resultado neto del ejercicio 30,852 33,204 46% 2,352 3,048 (9,711) (18,847) 94% (9,136) (1,730)

Cuentas, documentos por cobrar y otros (15,886) (41,501) 161% (25,615) (3,810) Inventarios (5,087) 1,171 -123% 6,258 107 Activo intangible derivado de la valuación actuarial de las obligaciones laborales y otros activos 1,049 (587) -156% (1,636) (54) Proveedores (3,129) (9,143) 192% (6,014) (839) Otros pasivos 13,342 31,213 134% 17,871 2,865

21,141 14,357 32% (6,784) 1,318

Actividades de financiamientoFinanciamiento bancario (23,925) 8,599 -136% 32,524 789 Financiamiento bursátil 45,415 18,391 -60% (27,024) 1,688 Otros financiamientos (250) 1,816 -826% 2,066 167 Amortización de financiamiento bancario - (11,970) #DIV/0! (11,970) (1,099) Amortización de financiamiento bursátil - (983) #DIV/0! (983) (90) Amortización de otros financiamientos - 3,241 #DIV/0! 3,241 298

- 719 #DIV/0! 719 66 - - #DIV/0! - -

21,240 19,813 -7% (1,427) 1,819

Actividades de inversión(14,180) (21,038) 48% (6,858) (1,931) (14,180) (21,038) 48% (6,858) (1,931)

28,202 13,132 -53% (15,069) 1,206 88,378 121,759 38% 33,381 11,177

116,580 134,891 16% 18,312 12,383

21,141 14,357 32% (6,784) 1,318 (14,180) (21,038) 48% (6,858) (1,931)

Flujo libre de caja 6,961 (6,681) -196% (13,642) (613)

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

*Estados financieros consolidados elaborados conforme a las Normas de Información Financiera (NIF) en México emitidas por el Consejo Mexicano para la Investigación y Desarrollo deNormas de Información Financiera (CINIF). Los estados financieros son no auditados. Las cifras en pesos son presentadas en pesos mexicanos constantes al 31 de marzo 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 Financiera, pero son reconciliados a las NIF como se indica arribaNota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.



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Tabla A7

Ventas totales, rendimiento neto y activo por segmentoCifras en millones de pesos constantes al 31 de marzo 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 31 de marzo de 2006Ventas totales 195,654 97,821 52,665 6,103 157,260 (268,072) 241,430

Clientes externos - 89,755 32,073 4,516 115,086 - 241,430 Intersegmentos 195,654 8,066 20,592 1,586 42,173 (268,072) -

161,033 (10,976) 2,171 (5,053) (3,683) 3,979 147,472 - - - -

Rendimiento (pérdida) neto 16,872 (8,445) 1,706 (5,804) 8,082 (4,658) 7,752

Al 31 de marzo de 2006Activos 900,029 308,984 115,150 51,093 1,595,219 (1,856,413) 1,114,063

Del 1 de enero al 31 de marzo de 2005Ventas totales 146,242 88,951 47,014 7,597 119,333 (206,782) 202,354

Clientes externos - 81,652 30,496 5,203 85,003 - 202,354 Intersegmentos 146,242 7,299 16,518 2,394 34,329 (206,782) 0

114,736 7,384 3,248 (1,245) 525 (565) 124,082

Rendimiento (pérdida) neto 5,644 (4,714) 4,024 (2,557) 10,136 (7,221) 5,312

Al 31 de marzo de 2005Activo 828,017 304,789 109,758 52,930 1,105,932 (1,361,546) 1,039,880


*Estados financieros consolidados elaborados conforme a las Normas de Información Financiera (NIF) en México emitidas por el Consejo Mexicano para la Investigación y Desarrollo de Normas de Información Financiera (CINIF). Los estados financieros son no auditados. Las cifras en pesos son presentadas en pesos mexicanos constantes al 31 de marzo de 2006.(1) Las ventas a clientes externos de Refinación son netas de IEPS.

Rendimiento (pérdida) de operación

Rendimiento (pérdida) de operación



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Pago de impuestos en flujo de efectivo

En el primer trimestre de 2006 el pago total de impuestos, derechos y aprovechamientos, en flujo de efectivo, se incrementó 15%. Esto se debió, principalmente, a que el pago en flujo de efectivo de los derechos sobre extracción y otros aumentó Ps. 32.9 miles de millones o 34%. No obstante, el pago en flujo de efectivo del Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) disminuyó Ps. 15.5 miles de millones de pesos.

Tabla A8

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


(Ps. mm) (US$mm)

115,242 132,755 15% 17,513 12,187 Derecho ordinario sobre hidrocarburos y otros(1) 97,895 130,822 34% 32,927 12,009 Aprovechamiento sobre rendimeintos excedentes (ARE) - 51 #DIV/0! 51 5 Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) 17,347 1,882 -89% (15,465) 173

(1) En 2005 se pagó derecho sobre extracción y otrosNota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

Total de impuestos, derechos y aprovechamientos



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Tabla A9

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 A10

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 A11

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 A12 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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Tabla A13

Elementos para el cálculo del derecho ordinario sobre hidrocarburos

Concepto

a) Producción de crudo extraída en 2006 (MMbd) 3.42b) Precio de la mezcla mexicana de crudo (US$/b) 36.50c) Valor de la producción de crudo extraída en 2006 (a x b) (MMUS$) 45,563d) Producción de gas natural en 2006 (MMMpcd) 5.3e) Volumen de gas natural utilizado para la producción de hidrocarburos (MMMpcd) 0.6f) Quema de gas natural (hasta 2% de la producción de gas natural) * (MMMpcd) 0.1g) Volumen deducible de gas natural (e + f) (MMMpcd) 0.7h) Producción de gas natural extraída en 2006 (d -g) (MMMpcd) 4.6i) Precio promedio del gas natural (US$/Mpc) 6.33j) Valor de la producción de gas natural extraída en 2006 (h x i) (MMUS$) 10,612k) Valor de la producción de crudo y gas natural extraída en 2006 (c + j) (MMUS$) 56,175

* El 2% sólo aplica para 2006, del 2007 en adelante la quema de gas natural no forma parte del volumen deducible

Deducciones

Concepto

Depreciación de inversiones; costos y gastos (MMUS$) *Depreciación de inversiones anteriores a 2006 2,746Depreciación de inversión en exploración, recuperación secundaria y mantenimiento no capitalizable 3,368

Depreciación de inversión en desarrollo y explotación 1,026Depreciación de inversión en oleoductos, gasoductos, terminales, transporte y tanques de almacenamiento 53

Costos y gastos 3,693l) Total depreciación de inversiones; costos y gastos 10,886

* Tipo de cambio 11.40 $/US$Costcapa) Producción de crudo extraída en 2006 (MMbd) 3.42

Producción de gas natural asociado extraída en 2006 (MMMpcd) 2.7m) Cota de crudo y gas natural asociado en 2006 (MMUS$) 9,390 Producción de gas natural no asociado extraída en 2006 (MMMpcd) 1.9

n) Cota de gas natural no asociado en 2006 (MMUS$) 1,875o) Costcap (m + n) 11,266

p) Deducción por depreciación de inversiones; costos y gastos [Min (l, o)] 10,886Derechos (MMUS$)

Derecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabilización (DSHFE) 4,556Derecho extraordinario sobre la exportación de crudo (DEE) 0Aprovechamiento sobre rendimientos excedentes (ARE) 0Derecho para el fondo de investigación científica y tecnológica 28Derecho para la fiscalización petrolera 2IEPS * 0

q) Total derechos 4,586

r) Deducción total para el DOH (p + q) (MMUS$) 15,472

s) Base gravable DOH (k - r) (MMUS$) 40,703

t) Tasa DOH a un precio de la mezcla mexicana de crudo de 36.50 US$/b en el año 2006 (Ver Tabla A10) 78.68%

Derecho ordinario sobre hidrocarburos (DOH) (s x t) (MMUS$) 32,025

1) Cálculos realizados con base en un precio de la mezcla mexicana de crudo igual a 36.50 US$/b. Este precio es el utilizado para la elaboración del Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) de 2006. Por lo tanto, el DEE es igual a cero ya que el valor realizado de las exportaciones de crudo es igual al valor presupuestado de las exportaciones de crudo

2) Las cifras de producción de crudo, gas natural, gas natural asociado y no asociado, volumen de gas natural utilizado para la producción de hidrocarburos, quema de gas natural, precio de gas natural, depreciación de inversiones, costos y gastos son ilustrativos

* Desde el 1 de enero de 2006, de conformidad con la Ley de Ingresos de la Federación para 2006, el IEPS se acreditará contra un saldo previo positivo, en caso de no ser suficiente, se acreditará contra el IVA, y si no fuera suficiente se acreditará contra el DSHFE. En caso de que el IEPS exceda el DSHFE, se acreditará contra el DOH



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Tabla A14

Elementos para el cálculo del derecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabilización

Concepto

a) Producción de crudo extraída en 2006 (MMbd) 3.42b) Precio de la mezcla mexicana de crudo (US$/b) 36.50c) Valor de la producción de crudo extraída en 2006 (a x b) (MMUS$) 45,563

d) Tasa DSHFE a un precio de la mezcla mexicana de crudo de 36.50 US$/b(Ver Tabla A12) 10.0%

Acreditaciones

Concepto

e) Derecho extraordinario sobre la exportación de crudo (DEE) 0f) Aprovechamiento sobre Rendimientos Excedentes (ARE) 0g) IEPS * 0

Derecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabilización (DSHFE)(c x d - (e + f+g)) 4,556

1) Cálculos realizados con base en un precio de la mezcla mexicana de crudo igual a 36.50 US$/b. Este precio es el utilizado para la elaboración del Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) de 2006. Por lo tanto, el DEE y el ARE son iguales a cero ya que el valor realizado de las exportaciones de crudo es igual al valor presupuestado de las exportaciones de crudo

2) La cifra de producción de crudo es ilustrativa* Desde el 1 de enero de 2006, de conformidad con la Ley de Ingresos de la Federación para 2006, el IEPS se acreditará contra un saldo previo positivo, en caso de no ser suficiente, se acreditará contra el IVA, y si no fuera suficiente se acreditará contra el DSHFE. En caso de que el IEPS exceda el DSHFE, se acreditará contra el DOH



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Tabla A15

Elementos para el cálculo del derecho extraordinario sobre la exportación de crudo

Concepto

a) Exportaciones de crudo en 2006 (MMbd) 1.87b) Precio de la mezcla mexicana de crudo (US$/b) 40.00c) Valor de las exportaciones de crudo en 2006 (a x b) (MMUS$) 27,277d) Precio presupuestado de la mezcla mexicana de crudo (US$/b) 36.50e) Valor presupuestado de las exportaciones de crudo en 2006 (a x d) (MMUS$) 24,890

f) Diferencia entre el valor realizado y el valor presupuestado de las exportaciones de crudo Max(c -e, 0) s.a. c - e >=0 (MMUS$) 2,387

g) Tasa DEE 13.1%

Derecho extraordinario sobre la exportación de crudo (DEE) (f x g) 313

1) Para fines ilustrativos se utiliza un precio de la mezcla mexicana de crudo de 40 US$/b. Este precio es superior al precio de 36.50 US$/b utilizado para la elaboración del Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) de 2006.2) La cifra de exportaciones de crudo es ilustrativa.

Tabla A16

Elementos para el cálculo del aprovechamiento sobre rendimientos excedentes

Concepto

a) Exportaciones de crudo en 2006 (MMbd) 1.87b) Precio de la mezcla mexicana de crudo (US$/b) 40.00c) Valor de las exportaciones de crudo en 2006 (a x b) (MMUS$) 27,277d) Precio presupuestado de la mezcla mexicana de crudo (US$/b) 36.50e) Valor presupuestado de las exportaciones de crudo en 2006 (a x d) (MMUS$) 24,890

f) Diferencia entre el valor realizado y el valor presupuestado de las exportaciones de crudo Max(c -e, 0) s.a. c - e >=0 (MMUS$) 2,387

g) Tasa ARE 6.5%

Aprovechamiento sobre Rendimientos Excedentes (ARE) (f x g) 155

1) Para fines ilustrativos se utiliza un precio de la mezcla mexicana de crudo de 40 US$/b. Este precio es superior al precio de 36.50 US$/b utilizado para la elaboración del Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) de 2006.2) La cifra de exportaciones de crudo es ilustrativa.



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Tabla A17

Elementos para el cálculo del derecho para el fondo de investigación científica y tecnológica en materia de energía y para el cálculo del derecho para la fiscalización petrolera

Concepto

a) Producción de crudo extraída en 2006 (MMbd) 3.42b) Precio de la mezcla mexicana de crudo (US$/b) 36.50c) Valor de la producción de crudo extraída en 2006 (a x b) (MMUS$) 45,563d) Producción de gas natural en 2006 (MMMpcd) 5.3e) Volumen de gas natural utilizado para la producción de hidrocarburos (MMMpcd) 0.6f) Quema de gas natural (hasta 2% de la producción de gas natural) * (MMMpcd) 0.1g) Volumen deducible de gas natural (e + f) (MMMpcd) 0.7h) Producción de gas natural extraída en 2006 (d -g) (MMMpcd) 4.6i) Precio promedio del gas natural (US$/Mpc) 6.33j) Valor de la producción de gas natural extraída en 2006 (h x i) (MMUS$) 10,612k) Valor de la producción de crudo y gas natural extraída en 2006 (c + j) (MMUS$) 56,175

* El 2% sólo aplica para 2006, del 2007 en adelante la quema de gas natural no forma parte del volumen deducible

l) Tasa Derecho para el fondo de investigación científica y tecnológica en materia de energía 0.05%

Derecho para el fondo de investigación científica y tecnológica en materia de energía (MMUS$) (k x l) 28

m) Tasa Derecho para la fiscalización petrolera 0.003%

Derecho para el fondo de investigación científica y tecnológica en materia de energía (MMUS$) (k x m) 2

1) Las cifras de producción de crudo, gas natural, volumen de gas natural utilizado para la producción de hidrocarburos, quema de gas natural y precio de gas natural son ilustrativos.



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Tabla A18 Elementos para el cálculo del derecho adicional

Concepto

a) Producción objetivo de crudo en 2006 (MMb) 1,248b) Precio de la mezcla mexicana de crudo (US$/b) 36.50c) Valor de la producción objetivo de crudo en 2006 (a x b) (MMUS$) 45,550d) Producción real de crudo en 2006 (MMb) * 1,095e) Valor de la producción real de crudo en 2006 (a x b) (MMUS$) 39,968

f) Deducciones en 2006 ** 15,472

g) Base gravable Derecho adicional (DA) (c - e) x (1 - (f / e) 3,421

h) Tasa DOH a un precio de la mezcla mexicana de crudo de 36.50 US$/b en el año 2006 (Ver Tabla A10) 78.68%

i) Tasa Derecho adicional 16.32%

Derecho adicional (DA) (g x h x i) 439

* Para fines ilustrativos se utiliza una producción real de crudo de 3 MMbd** Para fines ilustrativos se utilizan las deducciones calculadas en este Anexo para el DOH. Sin embargo, para el cálculo del DA es necesario contar con las deducciones asociadas al nivel de producción real que esté por debajo del nivel de producción objetivo



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