Relación con Inversionistas

(5255) 1944 9700 Esteban Levin elevin@dcf.pemex.com

Celina Torres ctorresu@dcf.pemex.com

3 de noviembre de 2004

Reporte de resultados financieros de PEMEX al 30 de septiembre de 2004

Principales aspectos financieros

PEMEX, la empresa mexicana de petróleo y gas natural y la octava empresa petrolera a nivel mundial1, anunció sus resultados consolidados no auditados para los primeros nueve meses terminados el 30 de septiembre de 2004.

Las ventas totales se incrementaron 15% en relación a los primeros nueve meses de 2003, alcanzando Ps. 554.6 miles de millones (US$48.7 miles de millones)2

Las exportaciones de crudo promediaron 1,838 miles de barriles diarios (Mbd), superiores a las de los primeros nueve meses de 2003 en 1%

El rendimiento antes de impuestos aumentó 18% respecto a los primeros nueve meses de 2003, ubicándose en Ps. 325.1 miles de millones (US$28.5 miles de millones)

La pérdida neta en los primeros nueve meses de 2004 disminuyó Ps. 2.1 miles de millones, en relación al periodo comparable de 2003, alcanzando una pérdida neta de Ps. 14.6 miles de millones (US$1.3 miles de millones)

Tabla 1

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasResumen de resultados financieros

Del 1 de enero al 30 de septiembre de2003 2004 Variación 2004

(Ps. mm) (US$mm)Ventas totales 480,610 554,603 15% 73,993 48,699

En México(1) 297,921 322,872 8% 24,951 28,351 Exportaciones 182,689 231,731 27% 49,042 20,348

276,130 325,090 18% 48,960 28,546

Impuestos, derechos y aprovechamientos 292,777 339,668 16% 46,891 29,826

Rendimiento (pérdida) neto (16,647) (14,578) -12% 2,070 (1,280)

EBITDA(2) 285,050 350,564 23% 65,514 30,783 EBITDA / Gasto financiero bruto(3) 18.8 17.0

Rendimiento antes de impuestos, derechos y aprovechamientos(1)

(1) Incluye el Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS). Para el 30 de septiembre 2003 este saldo ascendía a Ps. 72,246 millones y para el 30 de septiembre 2004, Ps. 46,164 millones.

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

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

*Estados financieros consolidados elaborados conforme a Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados (PCGA), emitidos por el Instituto Mexicano de Contadores Públicos. Los estados financieros son no auditados. El reconocimiento de los efectos de inflación se elaboró de conformidad con los PCGA, por lo tanto, las cifras en pesos son presentadas en pesos mexicanos constantes al 30 de septiembre de 2004.

1 Petroleum Inteligence Weekly Ranking 2003. 2 Los montos en dólares de E.U.A. están convertidos con el tipo de cambio del 30 de septiembre de 2004 de Ps. 11.3884 por dólar de E.U.A.

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Principales aspectos operativos

La producción total de hidrocarburos líquidos durante los primeros nueve meses de 2004 fue 3,839 Mbd, 2% mayor a la producción de los primeros nueve meses de 2003:

La producción de petróleo crudo aumentó 1%, alcanzando 3,395 Mbd La producción de gas natural aumentó 2%, ubicándose en 4,568 millones

de pies cúbicos diarios (MMpcd) La producción de líquidos del gas creció 7%, ubicándose en 444 Mbd El envío de gas a la atmósfera fue 3.5% de la producción total de gas

natural durante los primeros nueve meses 2004. Aspectos operativos Exploración y producción Niveles de producción

Durante los primeros nueve meses de 2004, las producciones de petróleo crudo y gas natural ascendieron a 3,395 Mbd y 4,568 MMpcd, respectivamente. La producción de crudo pesado representó el 73% de la producción total; mientras que la producción de gas natural no-asociado representó el 34% de la producción total de gas natural del periodo.

Envío de gas a la atmósfera

Durante los primeros nueve meses de 2004, el envío de gas a la atmósfera fue 3.5% de la producción total de gas natural, mientas que en el mismo periodo de 2003 fue 5.5%.

Perforación Durante los primeros nueve meses de 2004, la perforación de pozos

exploratorios aumentó 25% respecto a los primeros nueve meses de 2003: pasando de 59 a 74 pozos exploratorios. Asimismo, la perforación de pozos de desarrollo se incrementó 31%, pasando de 347 a 453 pozos de desarrollo (ver figura 1). En el tercer trimestre de 2004 se inició la perforación del pozo exploratorio marino Nap 1 con una distancia de la superficie marina al lecho (tirante de agua) de 700 metros (2,300 pies). Este es el pozo marino más profundo de PEMEX.

Akal - L Durante el tercer trimestre de 2004 inició operaciones el centro de proceso

Akal-L, en Cantarell. Este complejo, con tecnología de punta, integra el proceso de separación de crudo y gas natural en una sola instalación y brinda mayor flexibilidad operativa en el manejo y distribución de hidrocarburos lo cual, entre otras cosas, facilita el mantenimiento de otros complejos en Cantarell sin afectar los volúmenes de producción.

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Figura 1

Pozos de desarrollo y exploracion (numero de pozos)

34 59 74

264 311347

453

40

Ene - Sep2001

Ene - Sep2002

Ene - Sep2003

Ene - Sep2004

Exploratorios Desarrollo

304345

527

406

Contratos de Servicios Múltiples

El 29 de julio y 17 de agosto de 2004 se publicaron las convocatorias para la licitación de cuatro contratos para la ejecución de obras y servicios en la Cuenca de Burgos, correspondientes a los bloques: Pandura-Anáhuac, Ricos, Pirineo y Monclova. Las cuatro licitaciones han generado un interés importante, lo que se desprende de la venta de paquetes de bases. Se destaca la marcada participación de empresas 100 % mexicanas como licitantes. El contrato para el bloque Pandura-Anáhuac se asignará el 9 de noviembre de 2004. Las propuestas para los contratos de Ricos, Pirineo y Monclova se recibirán en enero de 2005. De acuerdo con los términos del programa, las obras iniciarán en 2005.

Gas y petroquímica básica Procesamiento de gas

Dada la mayor disponibilidad de gas natural y condensados para proceso, en los primeros nueve meses de 2004 la producción de gas seco de plantas promedió 3,127 MMpcd. Esto representa un incremento de 4% en relación al promedio registrado en los primeros nueve meses de 2003. La producción de líquidos del gas, incluyendo condensados, fue de 444 Mbd, volumen 7% mayor al observado en los primeros nueve meses de 2003.

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Plantas criogénicas adicionales

En el tercer trimestre de 2004, PEMEX firmó un contrato para la construcción de una tercera planta criogénica modular en el Centro Procesador de Gas (CPG) Burgos, en Tamaulipas, al norte de México (esta planta es adicional a las dos plantas criogénicas modulares que entraron en operación en marzo y mayo de 2004). Esta planta -con una capacidad de procesamiento de 200 MMpcd de gas húmedo dulce y 6 Mbd de condensados- contribuirá a la recuperación de hidrocarburos líquidos asociados al gas húmedo dulce producido en la Cuenca de Burgos. En 2005, PEMEX espera firmar un contrato para la construcción de una cuarta planta criogénica modular en el CPG Burgos, con la misma capacidad que la tercera planta. Por otro lado, PEMEX actualmente realiza los estudios y trámites necesarios para la construcción de un ducto que transportará hasta 30 Mbd de gas licuado de petróleo (GLP) del CPG Burgos a Monterrey, al norte de México.

Refinación Proceso Durante los primeros nueve meses de 2004, el proceso de crudo pesado se

incrementó a 41% del total de crudo procesado, comparado con 35% en el mismo periodo de 2003 (ver figura 2). Esto refleja el aumento en las capacidades de proceso de las refinerías de Madero, Cadereyta, Tula y Salamanca. Las producciones de diesel y gasolinas aumentaron 8% y 4%, respectivamente, mientras que la de combustóleo disminuyó 10%.

Figura 2

Proceso de crudo (Mbd)

34% 35% 41%

63% 66% 65% 59%

37%

Ene - Sep2001

Ene - Sep2002

Ene - Sep2003

Ene - Sep2004

Corrientes pesadas Corrientes ligeras

100% = 1,301 1,3321,2691,271

Margen de refinación

El margen de refinación aumentó 42%, de US$2.76 por barril en los primeros nueve meses de 2003 a US$3.92 por barril en los primeros nueve meses de 2004.

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Minatitlán El proyecto de reconfiguración de la refinería de Minatitlán está dividido en

seis paquetes de ingeniería, procura y construcción (IPCs). En el 2003 se asignó el primer paquete (IPC-1), con el que inició la reconfiguración. El IPC-1 incluye la construcción del camino de acceso, puentes y plataformas para las plantas. Durante el tercer trimestre de 2004 se asignaron dos paquetes IPC, el IPC-2 que incluye: • Una planta de servicios auxiliares • Una planta de tratamiento de aguas amargas • Obras de integración y el IPC-3 el cual incluye la construcción de: • Una planta combinada • Una planta hidrodesulfuradora de diesel • Una planta catalítica FCC

Franquicias El número de franquicias de estaciones de servicio se ubicó en 6,755 al 30

de septiembre de 2004, 13% mayor a las 5,982 existentes al 30 de septiembre de 2003.

Petroquímicos Producción de petroquímicos

Durante los primeros nueve meses de 2004, la producción total de petroquímicos aumentó 3%, de 7,655 miles de toneladas (Mt) en el mismo periodo de 2003 a 7,914 Mt. En particular, la producción de etileno aumentó 3%.

Compañías subsidiarias

El 15 de septiembre de 2004 se autorizó a la Secretaria de Energía coordinar la fusión de las compañías subsidiarias de PEMEX Petroquímica: • Petroquímica Camargo, S.A. de C.V. • Petroquímica La Cangrejera, S.A. de C.V. • Petroquímica Cosoleacaque, S.A. de C.V. • Petroquímica Escolín, S.A. de C.V. • Petroquímica Morelos, S.A. de C.V. • Petroquímica Pajaritos, S.A. de C.V. • Petroquímica Tula, S.A. de C.V. Se espera concretar la fusión para el año 2005.

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Proyecto Fénix El 21 de octubre de 2004, PEMEX anunció los nombres de sus socios para la

realización del Proyecto Fénix: • Indelpro, S.A de C.V. (compañía filial de Alfa) • Grupo Idesa, S.A. de C. V. • Nova Chemicals Corporation El Proyecto Fénix requiere autorizaciones externas y, por tanto, aún está en proceso de negociación.

Comercio internacional3 Exportaciones de crudo

En los primeros nueve meses de 2004 las exportaciones de petróleo crudo de PEMEX promediaron 1,838 Mbd, 1% mayores a las registradas en los primeros nueve meses de 2003. Aproximadamente 87% de las exportaciones totales de petróleo crudo estuvieron compuestas por crudo pesado (Maya) y, el resto por crudo ligero y superligero (Istmo y Olmeca). 78% del total de las exportaciones de crudo fueron destinadas a los Estados Unidos de América, mientras que el 22% restante fue distribuido a Europa (10%), el Lejano Oriente (2%) y el resto del continente americano (10%). Durante los primeros nueve meses de 2004, el precio ponderado de la mezcla mexicana de exportación se ubicó en US$30.22 por barril, comparado con US$26.41 por barril en el periodo comparable de 2003.

Productos refinados y petroquímicos

Las exportaciones de productos refinados en los primeros nueve meses de 2004 se ubicaron en 157 Mbd, 7% inferiores a las del periodo comparable de 2003. Los productos refinados exportados fueron, principalmente, naftas, residuo largo, diesel y turbosina. Las exportaciones de petroquímicos aumentaron 19%, situándose en 693 Mt. Las importaciones de productos refinados disminuyeron ligeramente de 284 Mbd, en los primeros nueve meses de 2003, a 283 Mbd en el mismo periodo de 2004. Asimismo, las importaciones de petroquímicos disminuyeron 55%, situándose en 207 Mt. Las importaciones de gas natural aumentaron 2%, a 754 MMpcd, en relación a 739 MMpcd durante los primeros nueve meses de 2003.

3 Fuente: PMI.

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Resultados financieros de los nueve meses terminados el 30 de septiembre de 2004 Ventas totales Ventas totales Las ventas totales (incluyendo el impuesto especial sobre producción y

servicios, IEPS) se incrementaron 15%, en pesos constantes, a Ps. 554.6 miles de millones (US$48.7 miles de millones) durante los primeros nueve meses de 2004, comparado con Ps. 480.6 miles de millones en el periodo correspondiente de 2003.

Ventas en México

Las ventas en México (incluyendo IEPS) aumentaron 8%, de Ps. 297.9 miles de millones en los primeros nueve meses de 2003 a Ps. 322.9 miles de millones (US$28.4 miles de millones) durante los primeros nueve meses de 2004: • El volumen de ventas de productos refinados se incrementó 1%, de 1,685

Mbd a 1,706 Mbd. El IEPS causado por dichas ventas disminuyó 36%, de Ps. 72.2 miles de millones a Ps. 46.2 miles de millones (US$4.1 miles de millones). Las ventas de productos refinados4, sin IEPS, aumentaron 22%, de Ps. 176 miles de millones a Ps. 214.4 miles de millones (US$18.8 miles de millones).

• Las ventas de gas natural aumentaron 20%, de Ps. 42 miles de millones a Ps. 50.3 miles de millones (US$4.4 miles de millones). El volumen de ventas de gas natural se incrementó 6%, de 2,592 MMpcd a 2,757 MMpcd. El precio promedio de gas natural en los primeros nueve meses de 2004 fue de US$5.67 por millón de Unidad Térmica Británica

• Las ventas de petroquímicos5 subieron 56%, de Ps. 7.7 miles de millones a Ps. 12 miles de millones (US$1.1 miles de millones). El volumen de ventas de petroquímicos aumentó 13%, de 2,308 Mt a 2,610 Mt

4 Principalmente Gasolina Magna, Gasolina Premium, Pemex Diesel, diesel industrial, diesel marino especial, combustóleo pesado, turbosina, asfaltos y gas licuado de petróleo. 5 Principalmente materia prima para negro de humo, hexano, solvente, cloruro de vinilio, estireno, óxido de etileno, propileno, tolueno, xileno, polietilenos, acrilonitrilo, amoniaco y monoetilenglicol.

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Exportaciones Las ventas por exportaciones fueron de Ps. 231.7 miles de millones (US$20.3

miles de millones), 27% mayores a las exportaciones registradas en los primeros nueve meses de 2003, de Ps. 182.7 miles de millones: • Las ventas por exportaciones de petróleo crudo y condensados

aumentaron 27%, de Ps. 165.6 miles de millones a Ps. 209.8 miles de millones (US$18.4 miles de millones). El volumen de exportaciones de petróleo crudo aumentó 1%, de 1,828 Mbd a 1,838 Mbd

• Las ventas por exportaciones de productos refinados6 aumentaron 25%, de Ps. 16 miles de millones a Ps. 20 miles de millones (US$1.8 miles de millones). El volumen de exportaciones de productos refinados disminuyó 7%, de 169 Mbd a 157 Mbd

• Las ventas por exportaciones de petroquímicos7 aumentaron 73%, de Ps. 1.1 miles de millones a Ps. 1.9 miles de millones (US$0.1 miles de millones). El volumen de las exportaciones de petroquímicos aumentó 19%, de 581 Mt a 693 Mt

Costos y gastos de operación Costos y gastos aumentaron 20%

Los costos y gastos de operación aumentaron 20% respecto a los primeros nueve meses de 2003, ubicándose en Ps. 225.9 miles de millones (US$19.8 miles de millones).

6 Principalmente naftas, residual largo, asfaltos, diesel, combustóleo y turbosina. 7 Principalmente amoníaco, etileno, estireno, acrilonitrilo, acetadelhído, polietilenos, butadieno, cloruro de vinilo, tolueno, benceno y monoetilenglicol.

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Costo de lo vendido

El costo de lo vendido aumentó 24%, o Ps. 35.8 miles de millones (US$3.2 miles de millones), alcanzando Ps. 185.3 miles de millones (US$16.3 miles de millones). El incremento se compone por las siguientes variaciones: • Un incremento de Ps. 24.6 miles de millones (US$2.1 miles de millones)

en el mantenimiento operacional • Un incremento de Ps. 11 miles de millones (US$1 mil de millones) por el

costo de operaciones de las compañías subsidiarias (PMI) con terceros • Un incremento de Ps. 5.7 miles de millones (US$0.5 miles de millones)

por gastos en la maquila de productos y compra de productos de importación

• Un incremento de Ps. 1.9 miles de millones (US$0.2 miles de millones) en el costo por pasivo laboral

• Un incremento de Ps. 1.2 miles de millones (US$0.1 miles de millones) en gastos de operación

• Un incremento de Ps. 0.1 miles de millones (US$0.01 miles de millones) por gastos de depreciación y amortización

• Un efecto compensatorio favorable de Ps. 7.2 miles de millones (US$0.6 miles de millones) explicado principalmente por la variación en inventarios

• Un efecto compensatorio favorable de Ps. 1.5 miles de millones (US$0.1 miles de millones) por la eliminación de la reserva para exploración y declinación de campos como consecuencia de la aplicación del método de esfuerzos exitosos para el registro de costos incurridos en exploración, adquisición y desarrollo de reservas de petróleo y gas

Gastos de transportación y distribución

Los gastos de transportación y distribución se incrementaron 9% de Ps. 12.2 miles de millones en los primeros nueve meses de 2003 a Ps. 13.2 miles de millones (US$1.2 miles de millones) en los primeros nueve meses de 2004.

Gastos de administración

Los gastos de administración crecieron 4% de Ps. 26.4 miles de millones en los primeros nueve meses de 2003 a Ps. 27.4 miles de millones (US$2.4 miles de millones) en los primeros nueve meses de 2004.

Costo por pasivo laboral

El costo por pasivo laboral aumentó 8% de Ps. 29.4 miles de millones en los primeros nueve meses de 2003 a Ps. 31.7 miles de millones (US$2.8 miles de millones) en el periodo correspondiente de 2004. Este costo es prorrateado entre el costo de lo vendido, los gastos de transportación y distribución y los gastos de administración.

Rendimiento de la operación

Rendimiento de la operación

El rendimiento de la operación en los primeros nueve meses de 2004 fue Ps. 328.7 miles de millones (US$28.9 miles de millones), 12% superior a la cifra comparable de los primeros nueve meses de 2003 de Ps. 292.6 miles de millones.

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Costo integral de financiamiento Reducción del costo integral de financiamiento

El costo integral de financiamiento disminuyó 58% en los primeros nueve meses de 2004 en comparación con el mismo periodo de 2003; pasando de Ps. 20.4 miles de millones a Ps. 8.6 miles de millones (US$0.8 miles de millones) (ver tabla 2).

Intereses netos El gasto por intereses netos creció 21%, a Ps. 12.3 miles de millones

(US$1.1 miles de millones) en los primeros nueve meses de 2004, de Ps. 10.2 miles de millones en el periodo comparable de 2003. Los intereses a cargo aumentaron Ps. 5.4 miles de millones, mientras que los intereses a favor aumentaron Ps. 3.3 miles de millones. El aumento de los intereses netos se debe principalmente al incremento de la deuda neta, que ascendió a Ps. 30.1 miles de millones (US$2.6 miles de millones).

Pérdida por variación cambiaria

La pérdida por variación cambiaria alcanzó Ps. 8.3 miles de millones (US$0.7 miles de millones) en los primeros nueve meses de 2004, en comparación con la pérdida por variación cambiaria de Ps. 18.4 miles de millones en los primeros nueve meses de 2003. Esta reducción de 55% fue consecuencia, principalmente, de la menor depreciación del peso mexicano respecto al dólar. La depreciación del peso mexicano respecto al dólar del 30 de septiembre de 2003 respecto al 31 de diciembre de 2002 fue de 6.8%, mientras que del 30 de septiembre de 2004 respecto al 31 de diciembre de 2003 fue de 1.4%.

Resultado por posición monetaria

La ganancia por posición monetaria para los primeros nueve meses de 2004 fue de Ps. 11.9 miles de millones (US$1.1 miles de millones), representando un incremento del 47% sobre el resultado por posición monetaria durante los primeros nueve meses de 2003 de Ps. 8.2 miles de millones.

Tabla 2

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasCosto integral de financiamiento

Del 1 de enero al 30 de septiembre de2003 2004 Variación 2004

(Ps. mm) (US$mm)Costo integral de financiamiento 20,402 8,639 -58% (11,763) 759

Intereses a favor (5,023) (8,298) 65% (3,275) (729) Intereses a cargo 15,182 20,605 36% 5,423 1,809 Pérdida (ganancia) por variación cambiaria 18,394 8,278 -55% (10,116) 727 Resultado por posición monetaria (utilidad) (8,151) (11,946) 47% (3,794) (1,049)

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

*Estados financieros consolidados elaborados conforme a Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados (PCGA), emitidospor el Instituto Mexicano de Contadores Públicos. Los estados financieros son no auditados. El reconocimiento de los efectos deinflación se elaboró de conformidad con los PCGA, por lo tanto, las cifras en pesos son presentadas en pesos mexicanosconstantes al 30 de septiembre de 2004.

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Otros ingresos Otros ingresos netos

Durante los primeros nueve meses de 2004 la cuenta de otros ingresos netos aumentó 28% a Ps. 5 miles de millones (US$0.4 miles de millones). La cifra correspondiente para los primeros nueve meses de 2003 fue de Ps. 3.9 miles de millones. El aumento de Ps. 1.1 miles de millones (US$0.1 miles de millones) se debió principalmente a la utilidad de la refinería Deer Park, en la que PEMEX tiene participación, y a la actualización del valor de las acciones de Repsol YPF, S.A. En la estimación al 30 de junio de 2004 de deterioro en el valor de activos fijos de PEMEX Refinación –por la aplicación del Boletín Contable C-15 “Deterioro en el valor de los activos de larga duración y su disposición”– el costo de manejo de productos se había asignado íntegramente a distribución y comercialización, ignorando que las refinerías cumplen una parte de esa función con sus propios medios e, inclusive, en sus egresos ya estaba considerada la operación de infraestructura de manejo de productos. Por lo tanto, al 30 de septiembre de 2004 se revirtió el reconocimiento del deterioro en el valor de activos fijos de PEMEX Refinación considerado en el saldo de la cuenta “otros gastos netos” al 30 de junio de 2004.

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

El rendimiento antes de impuestos, derechos y aprovechamientos durante los primeros nueve meses de 2004 fue Ps. 325.1 miles de millones (US$28.5 miles de millones), 18% superior a los Ps. 276.1 miles de millones observados en el mismo periodo de 2003.

Impuestos, derechos y aprovechamientos Aumentó 16% El pago de impuestos y derechos de Petróleos Mexicanos y sus

Organismos Subsidiarios es equivalente al 60.8% de sus ventas totales8. En adición, pagan un aprovechamiento para obras de infraestructura en materia de exploración, gas, refinación y petroquímica. Durante los primeros nueve meses de 2004 los impuestos, derechos y aprovechamientos (incluyendo IEPS) aumentaron 16%, a Ps 339.7 miles de millones (US$29.8 miles de millones) de Ps. 292.8 miles de millones durante el mismo periodo del 2003.

8 Las compañías subsidiarias de Petróleos Mexicanos con domicilio en México tienen un régimen fiscal similar al de otras empresas en México.

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Aprovechamiento para obras en materia de exploración, gas, refinación y petroquímica

El aprovechamiento para obras de infraestructura en materia de exploración, gas, refinación y petroquímica, reemplaza al anterior aprovechamiento sobre rendimientos excedentes y es igual al 39.2% de los ingresos de las ventas de exportación de petróleo crudo por arriba de un precio presupuestado por el Gobierno Mexicano. En 2004, el precio presupuestado es US$20 por barril comparado a US$18.35 por barril en 2003. El cálculo de este aprovechamiento es igual al del aprovechamiento sobre rendimientos excedentes al que PEMEX estaba sujeto antes de 2004. PEMEX pagó Ps. 22.5 miles de millones (US$2 miles de millones) en los primeros nueve meses de 2004, 63% por arriba de los Ps. 13.8 miles de millones pagados en el periodo comparable de 2003. En la Ley de Ingresos de la Federación para el ejercicio fiscal de 20049 se establece que: “Los montos que se deriven del aprovechamiento … se destinarán para la inversión en obras de infraestructura en materia de exploración, gas, refinación y petroquímica que realicen Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios.”

Reembolso del aprovechamiento para obras de infraestructura Ingresaron Ps. 12.5 miles de millones

El 30 de septiembre de 2004 PEMEX recibió, por parte de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, Ps. 12.5 miles de millones por concepto del reembolso del aprovechamiento para obras de infraestructura en materia de exploración, gas, refinación y petroquímica. Se espera que para el cierre del 2004 PEMEX reciba, al menos, aproximadamente Ps. 17 mil millones adicionales por este concepto. Este ingreso se registró en una cuenta por pagar pendiente de capitalizar en otros pasivos de corto plazo. Si el Consejo de Administración de PEMEX lo aprueba, el saldo de esta cuenta capitalizará a PEMEX.

9 Fracción XI “Aprovechamiento para Obras de Infraestructura en Materia de Exploración, Gas, Refinación y Petroquímica”, del Artículo 7 del Capítulo II “De las Obligaciones de Petróleos Mexicanos”.

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Tabla 3

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

Del 1 de enero al 30 de septiembre de2003 2004 Variación 2004

(Ps. mm) (US$mm)

292,777 339,668 16% 46,891 29,826

Derechos sobre extracción y otros 206,746 271,052 31% 64,306 23,801 Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) 72,246 46,164 -36% (26,083) 4,054 Aprovechamiento para obras de infraestructura en materia de exploración, gas, refinación y petroquímica(1) 13,785 22,452 63% 8,668 1,972

(1) Para 2003 este monto equivale al aprovechamiento sobre rendimientos excedentes (ARE)Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

Total de impuestos, derechos y aprovechamientos

*Estados financieros consolidados elaborados conforme a Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados (PCGA), emitidos por elInstituto Mexicano de Contadores Públicos. Los estados financieros son no auditados. El reconocimiento de los efectos de inflación seelaboró de conformidad con los PCGA, por lo tanto, las cifras en pesos son presentadas en pesos mexicanos constantes al 30 de septiembrede 2004.

Pérdida neta Pérdida neta de US$1.3 miles de millones

En los primeros nueve meses de 2004 PEMEX registró una pérdida neta de Ps. 14.6 miles de millones (US$1.3 miles de millones), comparada con una pérdida neta de Ps. 16.6 miles de millones en el periodo comparable de 2003. Esta disminución de Ps. 2.1 miles de millones (US$0.2 miles de millones) en la perdida neta se explica por: • Un incremento de Ps. 36.1 miles de millones (US$3.2 miles de millones)

en el rendimiento de la operación • Un efecto compensatorio favorable de Ps. 12.9 miles de millones

(US$1.1 miles de millones) en el costo integral de financiamiento -explicado principalmente por la reducción de la pérdida por variación cambiaria- y otros ingresos netos

• Un incremento de Ps. 46.9 miles de millones (US$4.1 miles de millones) en impuestos, derechos y aprovechamientos

EBITDA El EBITDA aumentó 23%

El EBITDA aumentó 23% a Ps. 350.6 miles de millones (US$30.8 miles de millones) en los primeros nueve meses de 2004, de Ps. 285.1 miles de millones en los primeros nueve meses de 2003. El EBITDA es reconciliado con la pérdida neta como se muestra en la siguiente tabla:

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Tabla 4

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasReconciliación del EBITDA

Del 1 de enero al 30 de septiembre de2003 2004 Variación 2004

(Ps. mm) (US$mm)Rendimiento (pérdida) neto (16,647) (14,578) -12% 2,070 (1,280) + Impuestos, derechos y aprovechamientos 292,777 339,668 16% 46,891 29,826 - Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) 72,246 46,164 -36% (26,083) 4,054 + Costo integral de financiamiento 20,402 8,639 -58% (11,763) 759 + Depreciación y amortización 31,319 31,263 0% (56) 2,745 + Costo por pasivo laboral 29,445 31,736 8% 2,290 2,787 EBITDA 285,050 350,564 23% 65,514 30,783

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

*Estados financieros consolidados elaborados conforme a Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados (PCGA), emitidos por elInstituto Mexicano de Contadores Públicos. Los estados financieros son no auditados. El reconocimiento de los efectos de inflación seelaboró de conformidad con los PCGA, por lo tanto, las cifras en pesos son presentadas en pesos mexicanos constantes al 30 deseptiembre de 2004.

Activos totales Activos totales crecieron 12%

Al 30 de septiembre de 2004 los activos totales fueron Ps. 960.3 miles de millones (US$84.3 miles de millones), lo que representa un incremento de 12%, o Ps. 103.6 miles de millones (US$9.1 miles de millones), respecto al 30 de septiembre de 2003: • Efectivo y valores de inmediata realización aumentaron 109%, o Ps.

65.6 miles de millones (US$5.8 miles de millones) • Las cuentas, documentos por cobrar y otros crecieron 20%, o Ps. 13.6

miles de millones (US$1.2 miles de millones) • El valor de los inventarios aumentó 36%, o Ps. 9.6 miles de millones

(US$0.8 miles de millones), debido al incremento en los precios de hidrocarburos

• Propiedades y equipo se incrementó 1%, o Ps. 3.4 miles de millones (US$0.3 miles de millones), resultado de nuevas inversiones

• Otros activos crecieron 8%, o Ps. 11.4 miles de millones (US$1 miles de millones), principalmente como resultado de la participación en acciones de Repsol YPF, S.A. a través del vehículo RepCon Lux

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Pasivos totales Los pasivos crecieron 23%

Los pasivos totales crecieron 23%, a Ps. 936.6 miles de millones (US$82.2 miles de millones) con respecto al 30 de septiembre de 2003. • El pasivo de corto plazo creció 42%, llegando a Ps. 161.4 miles de

millones (US$14.2 miles de millones), principalmente como resultado del incremento en impuestos por pagar y el reembolso del aprovechamiento para obras de infraestructura en materia de exploración, gas, refinación y petroquímica, el cual se registró en una cuenta por pagar pendiente de capitalizar

• El pasivo de largo plazo creció 20%, llegando a Ps. 775.2 miles de millones (US$68.1 miles de millones), como resultado del incremento en la deuda documentada de largo plazo

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

Reserva laboral

La reserva laboral creció 9%, de Ps. 299.4 miles de millones al 30 de septiembre de 2003 a Ps. 325.9 miles de millones (US$28.6 miles de millones). El incremento de Ps. 26.5 miles de millones (US$2.3 miles de millones) proviene de: • Un incremento de Ps. 13.9 miles de millones (US$1.2 miles de millones)

ocasionados por el crecimiento anual de los empleados, antigüedad, salarios, pensiones y otros beneficios después del retiro

• Un incremento de Ps. 8.7 miles de millones (US$0.8 miles de millones) por el cambio en supuestos actuariales

• Un incremento de Ps. 5.1 miles de millones (US$0.4 miles de millones) debido a que es un año más cercana la fecha del pago probable del beneficio de cada generación de trabajadores

• Un efecto compensatorio de Ps. 1.2 miles de millones (US$0.1 miles de millones) del incremento en el fondo del plan de pensiones

Patrimonio Reducción de Ps. 71.5 miles de millones

Al 30 de septiembre de 2004, el patrimonio de PEMEX se redujo 75%, o Ps. 71.5 miles de millones (US$ 6.3 miles de millones), de Ps. 95.2 miles de millones al 30 de septiembre de 2003, a Ps. 23.7 miles de millones (US$2.1 miles de millones). La reducción se explica principalmente por el incremento en las pérdidas acumuladas de Ps. 50.3 miles de millones (US$4.4 miles de millones) que, entre otros, incluye el pago de rendimientos mínimos garantizados por Ps. 10 miles de millones en junio de 2004.

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Actividades de financiamiento

Necesidades de financiamiento Programa de financiamiento 2004

Al 15 de octubre de 2004, se han captado US$7.7 miles de millones distribuidos como sigue: • US$ 4.3 miles de millones en bonos emitidos en mercados de capital

extranjeros • US$ 2.4 miles de millones en bonos emitidos en el mercado de capital

mexicano • US$ 0.6 miles de millones a través de Agencias de Crédito a la

Exportación (ECA’s) • US$ 0.4 miles de millones en préstamos bancarios Aproximadamente el 64% proviene de mercados financieros extranjeros y el resto del mercado mexicano. Dependiendo de las condiciones de mercado, PEMEX planea pre-fondear sus necesidades de financiamiento de 2005 en aproximadamente US$1 mil de millones. La captación programada para el 2004, sin incluir pre-fondeo, es entre US$7 y US$8 miles de millones. Este pre-fondeo provendría principalmente de préstamos bancarios y ECA’s.

Programa de financiamiento 2005

En 2005, el programa de financiamiento de PEMEX contempla captar aproximadamente US$8.5 miles de millones. Se espera que el 56% provenga de mercados financieros extranjeros y el resto del mercado mexicano. • US$ 2 miles de millones en bonos emitidos en mercados de capital

extranjeros • US$ 3 miles de millones en bonos emitidos en el mercado de capital

mexicano • US$ 1.3 miles de millones a través de Agencias de Crédito a la

Exportación (ECA’s) • US$ 2.2 miles de millones en préstamos bancarios

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Asignación del gasto en inversión 2005

El gasto en inversión estimado para 2005 es de US$11.2 miles de millones, basado en un tipo de cambio de Ps. 11.6 por dólar, y será distribuido de la siguiente forma: • Exploración 13% • Producción y otros 72% • Refinación 10% • Gas y petroquímica básica 3% • Petroquímicos 1.7% • Otros 0.3% Aproximadamente 88% del gasto en inversión estimado para 2005, US$9.9 miles de millones, será bajo el esquema PIDIREGAS.

Mercados de capital Petróleos Mexicanos

El 30 de junio de 2004, Petróleos Mexicanos obtuvo una línea de crédito revolvente sindicada que será utilizada para financiamiento del capital de trabajo. La línea está dividida en dos tramos: • US$600 millones con vencimiento en diciembre 31, 2007 y un diferencial

de 0.55% anual sobre la tasa LIBOR correspondiente • US$650 millones con vencimiento en junio 30, 2009 y un diferencial de

0.75% anual sobre la tasa LIBOR correspondiente Esta línea de crédito revolvente sindicada remplazó dos programas de aceptaciones bancarias por un monto agregado de US$785 millones y un programa de papel comercial de US$445 millones.

Programa de bonos de corto plazo

Petróleos Mexicanos y el Fideicomiso F/163 establecieron un programa de bonos a corto plazo de Ps.10 miles de millones que también será utilizado para financiamiento del capital de trabajo. Bajo este programa, Petróleos Mexicanos o el Fideicomiso F/163 pueden emitir bonos con un vencimiento menor a 360 días. En la tabla A7 del anexo se encuentran las características de las emisiones realizadas.

Master Trust Durante los primeros nueve meses de 2004, el Pemex Project Funding

Master Trust, un fidecomiso registrado en Delaware, controlado por PEMEX y cuya deuda es garantizada por PEMEX, realizó las siguientes emisiones: • El 15 de junio de 2004, US$1.5 miles de millones a tasa flotante con

vencimiento en 2010 • El 5 de agosto de 2004, €850 millones con cupón de 6.375% con

vencimiento en 2016 • El 28 de septiembre de 2004, US$1,750 millones a perpetuidad con cupón

de 7.75% con opción de prepago a partir del año cinco

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F/163 Durante los primeros nueve meses de 2004, el Fideicomiso F/163 llevó a

cabo dos reaperturas de las emisiones realizadas en octubre de 2003. Considerando la primera emisión de certificados bursátiles del 24 de octubre de 2003 y las reaperturas realizadas en enero y marzo de 2004, el total de certificados bursátiles emitidos por PEMEX asciende a Ps. 32.7 miles de millones; distribuidos como se muestra a continuación: • Ps. 13 miles de millones a tasa flotante con vencimiento en 2007 • Ps. 13.5 miles de millones a tasa flotante con vencimiento en 2009 • Ps. 6.2 miles de millones a 8.38% con vencimiento en 2010

RepCon Lux El 26 de enero de 2004 RepCon Lux S.A., un vehículo financiero estructurado

en Luxemburgo, emitió US$1.37 miles de millones de bonos intercambiables garantizados, con cupón de 4.5%, con vencimiento en 2011. Estos bonos son garantizados por PEMEX y son intercambiables por acciones de Repsol YPF, S.A., o su equivalente en efectivo con opción del emisor.

Deuda total Deuda neta total de US$31.6 miles de millones

Al 30 de septiembre de 2004 la deuda total consolidada, incluyendo intereses devengados, fue de Ps. 485.3 miles de millones (US$42.6 miles de millones). Esta cifra representa un incremento de 25%, o Ps. 95.8 miles de millones, comparada con la cifra al cierre de los primeros nueve meses de 2003. La deuda total incluye: • Deuda documentada de Petróleos Mexicanos y los vehículos financieros

Pemex Project Funding Master Trust, el Fideicomiso F/163 y RepConLux, S.A.

• Notas a contratistas • Venta de cuentas por cobrar (representa la deuda de Pemex Finance que

al 30 de septiembre de 2004 ascendía a US$3.6 miles de millones) La deuda neta, o la diferencia entre deuda y efectivo y valores de inmediata realización, aumentó Ps. 30.1 miles de millones, de Ps. 329.3 miles de millones al 30 de septiembre de 2003 a Ps. 359.4 miles de millones (US$ 31.6 miles de millones) al 30 de septiembre de 2004.

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Tabla 5

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasDeuda consolidada total

Al 30 de septiembre de2003 2004 Variación 2004

(Ps. mm) (US$mm)Deuda documentada(1) 326,124 433,898 33% 107,775 38,100

Corto plazo 48,327 57,880 20% 9,553 5,082 Largo plazo 277,796 376,018 35% 98,222 33,018

Notas a contratistas 16,218 14,426 -11% (1,793) 1,267 Corto plazo 2,107 2,629 25% 522 231 Largo plazo 14,112 11,797 -16% (2,315) 1,036

Venta de cuentas por cobrar(2) 47,153 36,943 -22% (10,211) 3,244 Largo plazo 47,153 36,943 -22% (10,211) 3,244

389,495 485,267 25% 95,771 42,611 Corto plazo 50,434 60,509 20% 10,076 5,313 Largo plazo 339,061 424,757 25% 85,696 37,297

Efectivo y valores de inmediata realización 60,195 125,835 109% 65,640 11,049

Deuda neta total 329,300 359,431 9% 30,131 31,561

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

*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 reconocimientode los efectos de inflación se elaboró de conformidad con los PCGA, por lo tanto, las cifras en pesos son presentadas enpesos mexicanos constantes al 30 de septiembre de 2004.

Deuda total

Deuda de corto plazo

La deuda con vencimientos menores a 12 meses fue de Ps. 60.5 miles de millones (US$5.3 miles de millones) al 30 de septiembre de 2004, incluyendo: • Ps. 57.9 miles de millones (US$5.1 miles de millones) en deuda

documentada • Ps. 2.6 miles de millones (US$0.2 miles de millones) en notas a

contratistas Al 30 de septiembre de 2003 estos saldos ascendían a Ps. 48.3 miles de millones y Ps. 2.1 miles de millones, respectivamente. La deuda total de corto plazo fue de Ps. 50.4 miles de millones.

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Deuda de largo plazo

La deuda total de largo plazo al 30 de septiembre de 2004 fue de Ps. 424.8 miles de millones (US$37.3 miles de millones). Esta cifra incluye: • Ps. 376 miles de millones (US$33 miles de millones) en deuda

documentada • Ps. 11.9 miles de millones (US$1 miles de millones) en notas a

contratistas • Ps. 36.9 miles de millones (US$3.3 miles de millones) en venta de

cuentas por cobrar Al 30 de septiembre de 2003, estas cifras fueron Ps. 277.8 miles de millones, Ps. 14.1 miles de millones y Ps. 47.2 miles de millones, respectivamente. La deuda total de largo plazo fue de Ps. 339.1 miles de millones.

Razones financieras

La razón EBITDA entre gasto financiero bruto (sin incluir intereses capitalizados) fue 17 al 30 de septiembre de 2004, comparada con 18.8 a la misma fecha de 2003. La razón EBITDA entre gasto financiero neto fue 28.5 al 30 de septiembre de 2004, comparada con 28.1 al 30 de septiembre de 2003.

Perfil de vencimientos

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

Tabla 6

Al 30 de septiembre de 2004(Ps. mm) US$mm

Deuda en pesos 55,697 4,891 2004 4,804 422

Un año 3,667 322 Dos años 4,222 371 Tres años 17,944 1,576

Cuatro años 4,944 434 Más de cinco años 20,116 1,766

Deuda en otras monedas 429,570 37,720 2004 20,598 1,809

Un año 31,442 2,761 Dos años 59,272 5,205 Tres años 47,611 4,181

Cuatro años 47,809 4,198 Más de cinco años 222,838 19,567

Deuda total 485,267 42,611

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

*Estados financieros consolidados elaborados conforme a Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados (PCGA), emitidos por el Instituto Mexicano de Contadores Públicos. Los estados financieros son no auditados. El reconocimiento de los efectos de inflación se elaboró de conformidad con los PCGA, por lo tanto, las cifras en pesos son presentadas en pesos mexicanos constantes al 30 de septiembre de 2004.

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasPerfil de vencimientos

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Incremento de la duración

PEMEX está buscando incrementar la duración de su deuda para hacerla similar a la de otras empresas de la industria petrolera y de gas con calificación crediticia parecida. La duración de la exposición de la deuda de PEMEX se presenta en la siguiente tabla:

Tabla 7

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

Al 30 de septiembre de2003 2004 Variación

(Años)Dólares de E.U.A. 3.8 4.0 0.2Pesos mexicanos 0.1 0.7 0.6Euros 0.6 0.8 0.2Yenes japoneses 3.4 2.9 (0.5)Libras esterlinas 0.0 0.0 0.0Francos suizos 0.5 0.5 0.0Total 3.7 3.6 (0.1)

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

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 2004, aproximadamente 60% de la exposición de la deuda de PEMEX era a tasa fija y el 40% restante a tasa flotante.

Principalmente dólares a tasa fija

Como consecuencia de emisiones en pesos, la exposición de la deuda en dólares americanos se ha reducido nueve puntos porcentuales del 30 de septiembre de 2003 a la misma fecha de 2004.

Exposición de la deuda

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

Tabla 8

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasExposición de la deuda

(sin considerar intereses devengados)

Al 30 de septiembre de2003 2004 2003 2004 2003 2004

PorcentajePor moneda A tasa fija A tasa flotante

Dólares de E.U.A. 96.81% 87.56% 61.70% 60.11% 38.30% 39.89%Pesos mexicanos 2.84% 12.18% 0.00% 15.12% 100.00% 84.88%Euros 0.02% 0.01% 9.14% 14.29% 90.86% 85.71%Yenes japoneses 0.32% 0.24% 100.00% 100.00% 0.00% 0.00%Francos suizos 0.001% 0.001% 0.00% 0.00% 100.00% 100.00%Total 100.00% 100.00% 60.06% 54.72% 39.94% 45.28%

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

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Riesgo de precio de crudo

En septiembre de 2004, PEMEX concertó un programa de coberturas de corto plazo para mitigar el impacto de la volatilidad de los precios del crudo en sus flujos. El programa consiste en compras de opciones para cubrir a PEMEX de eventuales reducciones en el precio del crudo para el resto del año. La cantidad involucrada en el programa es aproximadamente el 7% de su producción anual.

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Otros aspectos relevantes Régimen fiscal de PEMEX

El 28 de octubre de 2004, la Cámara de Diputados aprobó un nuevo régimen fiscal para PEMEX. Su entrada en vigor está sujeta a la aprobación de la Cámara de Senadores. Bajo este esquema las contribuciones de PEMEX Exploración y Producción quedarían establecidas 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 sobre la extracción de hidrocarburos, pagado sobre el valor de la

producción de crudo y de gas natural (neto del utilizado para la producción). Este derecho distingue la producción de crudo de la de gas natural y separa los hidrocarburos existentes de los nuevos. El crudo existente pagaría una tasa que va de 35.1 a 74.8% en función del precio de venta y el crudo nuevo pagaría una tasa del 25%. El gas existente pagaría una tasa del 15% mientras que la del gas nuevo sería de 10%. Este derecho tendría exenciones de hasta 30 barriles de petróleo crudo por pozo y de hasta un millón de pies cúbicos de gas natural no asociado por pozo

• Derecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabilización, pagado sobre el valor de la producción de crudo extraída, que sería entre 1% y 10% en función del precio de la mezcla mexicana de crudo de exportación, siempre que éste exceda los US$ 22 por barril

• Derecho extraordinario sobre la exportación de crudo, pagado sobre el valor de las exportaciones, de 13.1% cuando el precio promedio de la mezcla mexicana de exportación exceda el precio presupuestado por el Congreso. Este derecho es acreditable contra el derecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabilización

• Derecho ordinario sobre hidrocarburos del 69% sobre el valor de la producción extraída menos las deducciones permitidas (parte de las inversiones, algunos costos y gastos, y los demás derechos)

Los Organismos Subsidiarios con actividades industriales (Refinación, Gas y Petroquímica Básica y Petroquímica) estarían sujetos al régimen de impuestos sobre rendimientos petroleros y los términos que se definan en la Ley de Ingresos de la Federación. El nuevo régimen fiscal pretende fortalecer la competitividad de PEMEX y contribuir a mejorar la situación financiera de la empresa.

Director General de PEMEX

A partir del 1 de noviembre de 2004, el Ing. Luis Ramírez Corzo sustituyó al Ing. Raúl Muñoz Leos como Director General de Petróleos Mexicanos. Antes de su nombramiento, el Ing. Ramírez Corzo se desempeñaba como Director General de PEMEX Exploración y Producción.

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Anexo

Tabla A1 Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias

Estadísticas operativas

Al 30 de septiembre de2003 2004 Cambio

ProducciónLíquidos (Mbd) 3,771 3,839 2%

Petróleo crudo 3,357 3,395 1%Líquidos del gas natural (incluye condensados) 414 444 7%

Gas natural (MMpcd) 4,477 4,568 2%Productos refinados (Mbd)(1) 1,576 1,606 2%Petroquímicos (Mt) 7,655 7,914 3%

Ventas en MéxicoGas natural (MMpcd) 2,592 2,757 6%Productos refinados (Mbd) 1,685 1,706 1%

Gasolina 593 627 6%Otros(2) 1,092 1,079 -1%

Petroquímicos (Mt) 2,308 2,610 13%

Comercio exterior(3)

Volumen de exportacionesPetróleo crudo (Mbd) 1,828 1,838 1%

Pesado 1,598 1,604 0%Ligero 22 15 -30%Superligero 208 219 5%

Precio promedio de exportción de petróleo crudo (US$/b) 26.41 30.22 14%Productos refinados (Mbd)(4) 169 157 -7%Petroquímicos (Mt) 581 693 19%

Volumen de importaciones(5)

Gas natural (MMpcd) 739 754 2%Productos refinados (Mbd)(6) 284 283 0%Petroquímicos (Mt) 455 207 -55%

(1) Incluye 210 Mbd y 226 Mbd de gas licuado de petróleo al 30 de septiembre de 2003 y de 2004, respectivamente.(2) Incluye 320 Mbd y 323 Mbd de gas licuado de petróleo al 30 de septiembre de 2003 y de 2004, respectivamente.(3) Fuente: PMI excepto importaciones de gas natural. No inlcuye operaciones con terceros de PMI.(4) Incluye 0.31 y 0.26 Mbd de gas licuado de petróleo al 30 de septiembre de 2003 y de 2004, respectivamente.(5) Excluye retorno de productos por concepto de maquila de crudo. (6) Incluye 78 y 76 Mbd de gas licuado de petróleo al 30 de septiembre de 2003 y de 2004, respectivamente.

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Tabla A2 Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias

Estados de situación financiera consolidados

Al 30 de septiembre de2003 2004 Variación 2004

(Ps. mm) (US$mm)Activo circulante 154,493 243,311 57% 88,818 21,365

Efectivo y valores de inmediata realización 60,195 125,835 109% 65,640 11,049 Cuentas, documentos por cobrar y otros 67,717 81,273 20% 13,555 7,136 Inventarios 26,580 36,203 36% 9,623 3,179

Propiedades y equipo 560,148 563,523 1% 3,375 49,482 Otros activos 142,062 153,439 8% 11,377 13,473

Total del activo 856,703 960,273 12% 103,570 84,320

Pasivo de corto plazo 113,591 161,353 42% 47,762 14,168 Deuda a corto plazo(1) 50,434 60,509 20% 10,076 5,313 Otros(2) 63,158 100,844 60% 37,686 8,855

Pasivo de largo plazo 647,925 775,236 20% 127,311 68,072 Deuda a largo plazo(3) 339,061 424,757 25% 85,696 37,297

Reserva laboral 299,391 325,902 9% 26,511 28,617 Otros pasivos a largo plazo(4) 9,472 24,577 159% 15,105 2,158

Total del pasivo 761,516 936,589 23% 175,073 82,241

Total del patrimonio 95,187 23,684 -75% (71,503) 2,080

Total del pasivo y patrimonio 856,703 960,273 12% 103,570 84,320

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.(4) Corresponde al saldo de la reserva para actividades de abandono y desmantelamiento, créditos diversos y otros.

*Estados financieros consolidados elaborados conforme a Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados (PCGA), emitidos por el Instituto Mexicano de Contadores Públicos. Los estados financieros son no auditados. El reconocimiento de los efectos de inflación se elaboró de conformidad con los PCGA, por lo tanto, las cifras en pesos son presentadas en pesos mexicanos constantes al 30 de septiembre de 2004.

(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. Al 30 de septiembre de 2003 estos saldos ascendían a Ps. 48,327 y Ps. 2,107 millones, respectivamente; al 30 de septiembre de 2004 a Ps. 57,880 y Ps. 2,629 millones, respectivamente.

(2) Incluye cuentas por pagar a proveedores, cuentas y gastos acumulados por pagar, impuestos por pagar y el saldo de la cuenta por pagar pendiente de realizar. Al 30 de septiembre de 2003 estos saldos ascendían a Ps. 22,244, Ps.10,194, Ps. 30,719 y Ps. 0 millones, respectivamente; al 30 de septiembre de 2004 a Ps. 23,963, Ps. 14,018, Ps.50,314 y Ps. 12,549 millones, respectivamente.

(3) 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 RepconLux, notas a contratistas y venta de cuentas por cobrar. Al 30 de septiembre de 2003 estos saldos ascendían a Ps. 277,796, Ps. 14,112 y Ps. 47,153 millones, respectivamente; al 30 de septiembre de 2004 a Ps. 376,018, Ps. 11,797 y Ps. 36,943 millones, respectivamente.

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Tabla A3 Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias

Estados de resultados consolidados

Del 1 de enero al 30 de septiembre de2003 2004 Variación 2004

(Ps. mm) (US$mm)Ventas totales 480,610 554,603 15% 73,993 48,699

En México(1) 297,921 322,872 8% 24,951 28,351 Exportaciones 182,689 231,731 27% 49,042 20,348

Costos y gastos de operación(2) 188,007 225,897 20% 37,890 19,836 Costo de lo vendido 149,461 185,303 24% 35,843 16,271 Gastos de transportación y distribución 12,184 13,244 9% 1,061 1,163 Gastos de administración 26,363 27,350 4% 987 2,402

292,603 328,706 12% 36,103 28,863

Costo integral de financiamiento 20,402 8,639 -58% (11,763) 759 Otros gastos (ingresos) (3,929) (5,024) 28% (1,094) (441)

276,130 325,090 18% 48,960 28,546

292,777 339,668 16% 46,891 29,826 Derechos sobre extracción, aprovechamientos y otros 220,531 293,504 33% 72,973 25,772 Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) 72,246 46,164 -36% (26,083) 4,054

Rendimiento (pérdida) neto (16,647) (14,578) -12% 2,070 (1,280)

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

Rendimiento antes de impuestos, derechos y aprovechamientos

(3) Incluye intereses netos, pérdida por variación cambiaria y el resultado por posición monetaria (utilidad). Para el 30 de septiembre 2003 estos saldos ascendían a Ps. 10,160, Ps. 18,394 y Ps. (8,151) millones, respectivamente; para el 30 de septiembre 2004, Ps. 12,307, Ps. 8,278 y Ps. (11,946) millones, respectivamente.

(1) Incluye el Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS). Para el 30 de septiembre 2003 este saldo ascendía a Ps. 72,246 millones y para el 30 de septiembre 2004, Ps. 46,164 millones.

Rendimiento de la operación

(2) Incluye el costo por pasivo laboral. Para el 30 de septiembre 2003 este saldo ascendía a Ps. 29,445 millones y para el 30 de septiembre 2004, Ps. 31,736 millones.

*Estados financieros consolidados elaborados conforme a Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados (PCGA), emitidos por el InstitutoMexicano de Contadores Públicos. Los estados financieros son no auditados. El reconocimiento de los efectos de inflación se elaboró deconformidad con los PCGA, por lo tanto, las cifras en pesos son presentadas en pesos mexicanos constantes al 30 de septiembre de 2004.

Impuestos, derechos y aprovechamientos

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Tabla A4 Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias

Patrimonio

Al 30 de septiembre de2003 2004 Variación 2004

(Ps. mm) (US$mm)Total del patrimonio 95,187 23,684 -75% (71,503) 2,080

Certificados de contribución "A" 85,327 85,327 0% - 7,492 Reserva para exploración y declinación de campos 21,252 - (21,252) - Actualización del patrimonio 134,306 134,306 0% 0 11,793 Pérdidas acumuladas (145,697) (195,949) 34% (50,252) (17,206)

De años anteriores (129,049) (181,371) 41% (52,322) (15,926) Pérdida del ejercicio (16,647) (14,578) -12% 2,070 (1,280)

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

*Estados financieros consolidados elaborados conforme a Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados (PCGA), emitidos por el InstitutoMexicano de Contadores Públicos. Los estados financieros son no auditados. El reconocimiento de los efectos de inflación se elaboró deconformidad con los PCGA, por lo tanto, las cifras en pesos son presentadas en pesos mexicanos constantes al 30 de septiembre de 2004.

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Tabla A5 Estados de Cambios en la Situación Financiera Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias

Estados consolidados de cambios en la situación financiera

Del 1 de enero al 30 de septiembre de2003 2004 Variación 2004

(Ps. mm) (US$mm)Actividades de operaciónRendimiento (pérdida) neto (16,647) (14,578) -12% 2,070 (1,280)

90,494 66,917 -26% (23,577) 5,876 Depreciación y amortización 31,319 31,263 0% (56) 2,745 Costo del pasivo laboral 29,445 31,736 8% 2,290 2,787 Reserva para exploración y declinación de campos 6,785 - -100% (6,785) - Pérdida (ganancia) por variación cambiaria y resultado por posición monetaria 22,945 3,919 -83% (19,026) 344 Otras partidas virtuales - - - -

(16,510) (6,338) -62% 10,172 (557) Cuentas, documentos por cobrar y otros (8,258) (8,760) 6% (503) (769) Inventarios (346) (7,825) 2160% (7,479) (687) Activo intangible derivado de la valuación actuarial de las obligaciones laborales y otros activos (1,998) (13,785) 590% (11,787) (1,210) Proveedores (9,187) (10,677) 16% (1,489) (938) Cuentas y gastos acumulados por pagar 2,965 6,437 117% 3,473 565 Impuestos por pagar 2,031 12,470 514% 10,438 1,095 Reserva para actividades de abandono y desmantelamiento, créditos diversos y otros 1,216 4,215 247% 2,999 370 Reserva laboral (3,918) (962) -75% 2,956 (84) Gastos de exploración y perforación de pozos cargados a la reserva para exploración y declinación de campos 985 - -100% (985) - Contribuciones pendientes de autorizar - 12,549 12,549 1,102

57,337 46,002 -20% (11,335) 4,039

Actividades de financiamiento(10,308) (10,346) 0% (38) (908)

557 428 -23% (129) 38 (14,919) (1,093) -93% 13,826 (96) 44,878 57,036 27% 12,158 5,008

508 (4,839) -1053% (5,347) (425) 20,716 41,186 99% 20,470 3,616

Actividades de inversión(64,972) (37,090) -43% 27,882 (3,257) (64,972) (37,090) -43% 27,882 (3,257)

13,081 50,098 283% 37,017 4,399 47,115 75,738 61% 28,623 6,650 60,196 125,836 109% 65,640 11,050

57,337 46,002 -20% (11,335) 4,039 (64,972) (37,090) -43% 27,882 (3,257)

Flujo libre de caja (7,635) 8,912 -217% 16,547 783

(10,308) (10,346) 0% (38) (908) Flujo libre de caja discrecional (17,943) (1,434) -92% 16,509 (126)

Otros movimientos de capital - netoNotas a contratistas - neto

Recursos generados (utilizados) en actividades de inversión

Cargos a resultados que no requirieron la utilización de recursos:

Variaciones en el capital de trabajo:

Recursos generados (utilizados) en actividades de operación

Pago de rendimientos mínimos garantizados al Gobierno Federal

Deuda documentada - netoVenta de cuentas por cobrar - netoRecursos generados (utilizados) mediante financiamiento

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

*Estados financieros consolidados elaborados conforme a Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados (PCGA), emitidos por el Instituto Mexicano de Contadores Públicos. Los estados financieros sonno auditados. El reconocimiento de los efectos de inflación se elaboró de conformidad con los PCGA, por lo tanto, las cifras en pesos son presentadas en pesos mexicanos constantes al 30 de septiembre de2004.

Incremento en activos fijo - neto

Incremento en efectivo y valores de inmediata realizaciónEfectivo y valores de inmediata realización al inicio del ejercicioEfectivo y valores de inmediata realización al final del ejercicio

Recursos generados (utilizados) en actividades de operaciónIncremento en activos fijo - neto

Pago de rendimientos mínimos garantizados al Gobierno Federal

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Tabla A6 Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias

Ventas totales, rendimiento neto y activo por segmentoCifras en millones de pesos constantes al 30 de septiembre de 2004

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 2004Ventas totales 401,223 248,383 128,875 16,552 292,011 (532,440) 554,603

Clientes externos 174,657 236,370 91,661 13,073 277,116 (238,275) 554,603 Intersegmentos 226,566 12,013 37,213 3,478 14,895 (294,166) -

Rendimiento (pérdida) neto (14,788) (11,529) 8,461 (7,271) (13,332) 23,881 (14,578)

Al 30 de septiembre de 2004Activos 657,929 257,406 96,066 34,576 951,206 (1,036,910) 960,273

Del 1 de enero al 30 de septiembre de 2003Ventas totales 329,493 236,747 110,818 11,516 240,368 (448,333) 480,610

Clientes externos 139,195 226,419 77,749 7,861 226,421 (197,035) 480,610 Intersegmentos 190,299 10,328 33,069 3,655 13,947 (251,298) (0)

Rendimiento (pérdida) neto 12,625 (29,708) 6,518 (7,805) (14,557) 16,280 (16,647)

Al 30 de septiembre de 2003Activo 630,133 227,225 86,072 37,193 798,129 (922,048) 856,703

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

*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 con presentadas en pesos mexicanos constantes al 30 de septiembre de 2004.(1) Las ventas a clientes externos de Refinación son netas de IEPS.

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Tabla A7 Emisiones de certificados bursátiles a corto plazo

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías SubsidiariasEmisión de certificados bursátiles de corto plazo

Fecha de emisión Fecha de vencimiento Plazo(días)

Monto emitido(Ps. mm)

Tasa promedio ponerada

Tasa de cetes a 28 días de colocación primaria

04-11-04 02-12-04 28 500.0 8.17% 8.02%28-10-04 25-11-04 28 500.0 8.15% 7.97%21-10-04 18-11-04 28 500.0 7.91% 7.77%14-10-04 11-11-04 28 500.0 7.82% 7.65%07-10-04 04-11-04 28 500.0 7.82% 7.65%30-09-04 28-10-04 28 500.0 7.80% 7.61%15-09-04 14-10-04 28 500.0 7.48% 7.27%09-09-04 07-10-04 28 500.0 7.50% 7.32%02-09-04 30-09-04 28 500.0 7.44% 7.29%26-08-04 23-09-04 28 500.0 7.46% 7.32%19-08-04 15-09-04 28 500.0 7.19% 7.13%

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PEMEX es la empresa mexicana de petróleo y gas. Creada en 1938, es el productor exclusivo de los recursos petroleros y de gas en México. Sus organismos subsidiarios son Pemex Exploración y Producción, Pemex Refinación, Pemex Gas y Petroquímica Básica y Pemex Petroquímica. La principal compañía subsidiaria es PMI, que realiza las transacciones de comercio internacional. Los montos en dólares de E.U.A. están convertidos con el tipo de cambio del 30 de septiembre de 2004 de Ps. 11.3884 por dólar de E.U.A. Este documento contiene proyecciones a futuro. Las declaraciones que no son históricas, incluyendo enunciados de creencias y expectativas, son proyecciones a futuro. Éstas son de buena fé y están basadas en los planes y estimaciones actuales; por lo tanto, no debe confiarse más de la cuenta en ellas. Las proyecciones a futuro se refieren solamente al día en que se realizaron, y no se tiene la obligación de actualizarlas públicamente a la luz de nueva información o eventos futuros. Las proyecciones a futuro implican riesgos inherentes e incertidumbres. Estos factores de riesgo e incertidumbres incluyen la volatilidad del precio del crudo, riesgos de producción, equipo y transporte inherentes a la industria petrolera, regulaciones ambientales en México; acciones del gobierno mexicano con respecto a su presupuesto, recaudación, actividades comerciales, control de las reservas de hidrocarburos, o pago del servicio de la deuda; así como cualquier limitación en las exportaciones derivada de acuerdos del gobierno mexicano; y riesgos económicos, políticos y cambiarios que afecten a México. Estos riesgos e incertidumbres están detallados en la versión más reciente de la Forma 20-F de PEMEX registrada en la Securities and Exchange Commission de E.U.A. (www.sec.gov) y el prospecto de PEMEX registrado ante la Comisión Nacional Bancaria y de Valores (CNBV) que se encuentra disponible en el portal de la Bolsa Mexicana de Valores (wwww.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 probadas 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 ó en www.pemex.com. Esta forma puede también obtenerla directamente de la SEC llamando al 1-800-SEC-0330. El EBITDA, el flujo libre de caja y el flujo libre de caja discrecional son medidas no contempladas en los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados (PCGA) que se calculan como se describió previamente. Se presentan porque PEMEX considera que son medidas financieras de su habilidad para pagar el servicio de su deuda o de incurrir en deuda ampliamente aceptada. El EBITDA, el flujo libre de caja y el flujo libre de caja discrecional no deben considerarse un indicador del desempeño financiero, una alternativa al flujo de efectivo, una medida de liquidez o una medida comparable a medidas llamadas de manera similar por otras empresas. El cálculo de la deuda total incluye, adicionalmente a deuda documentada, los rubros generalmente considerados como deuda por los mercados financieros.