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Aspectos estratégicosMisión, visión, objetivos, valores corporativos 5

Organigrama 5

1. Finanzas 61.1. Política de financiamiento 71.2. Situación financiera 81.3. Indicadores financieros 101.4. Ejercicio presupuestal 11

2. Transformación corporativa 14

3. Planificación del sistema eléctrico nacional 18

4. Ampliación de la infraestructura 204.1. Centrales generadoras 214.2. Líneas de transmisión y subestaciones 23

5. Capacidad y generación 265.1. Capacidad efectiva 275.2. Consumo de combustibles 285.3. Generación 285.4. Productores externos de energía 29

6. Transmisión, transformación y distribución 306.1. Transmisión 316.2. Transformación 326.3. Distribución 32

7. Comercialización 347.1. Compromiso con los clientes 357.2. Compromisos de servicio 367.3. Ventas por tipo de servicio 387.4. Usuarios por tipo de servicio 387.5. Comercio exterior y compras nacionales 397.6. Precio medio global pagado por el usuario 39

8. Recursos humanos 408.1. Fuerza de trabajo 418.2. Seguridad en el trabajo 41

9. Programas institucionales 449.1. Capacitación 459.2. Calidad total 469.3. Electrificación rural 479.4. Protección ambiental 479.5. Ahorro de energía 489.6. Desconcentración y modernización del abastecimiento 499.7. Transparencia, rendición de cuentas y acceso a la información pública 519.8. Informática y telecomunicaciones 539.9. Sistemas informáticos en la gestión administrativa 54

10. Indicadores de gestión 5610.1. Productividad laboral 5710.2. Eficiencia operativa 5810.3. Calidad del servicio 5810.4. Administrativo financieros 59

Anexos 60Estados financieros 61H. Junta de Gobierno, Comité Técnico Delegado de la H. Junta de Gobierno,

Comisariado Público, Consejo de Vigilancia y Grupo Directivo 94Balance de energía eléctrica 97Glosario 98

5

Misión• Asegurar, dentro de un marco de competencia y actualizado tecnológicamente, el servicio de energía eléc-

trica, en condiciones de cantidad, calidad y precio, con la adecuada diversificación de fuentes de energía.

• Optimizar la utilización de su infraestructura física, comercial y de recursos humanos.

• Proporcionar una atención de excelencia a nuestros clientes.

• Proteger el medio ambiente, promover el desarrollo social y respetar los valores de las poblaciones donde se

ubican las obras de electrificación.

Visión Una empresa de clase mundial que participe competitivamente en la satisfacción de la demanda de energ í a

eléctrica nacional e internacional, que optimiza el uso de su infraestructura física y comercial, a la vanguard i a

de la tecnología, rentable, con imagen de excelencia, industria limpia y recursos humanos altamente

calificados.

Objetivos• Mantenernos como la más importante empresa de energía eléctrica nacional.

• Operar sobre las bases de indicadores internacionales en materia de productividad, competitividad y

tecnología.

• Ser reconocida por nuestros usuarios como una empresa de excelencia que se preocupa por el medio

ambiente y está orientada al servicio al cliente.

• Promover la alta calificación y desarrollo profesional de trabajadores y directivos de CFE.

Valores corporativos

1. Sentido de visión y dirección

2. Ambiente laboral

3. Trabajo en equipo

4. Liderazgo participativo

5. Capacitación y desarrollo

6. Dedicación a la calidad

7. Servicio al cliente

8. Comunicación organizacional

9. Uso eficiente de recursos

10. Respeto al entorno

Organigrama

Dirección deOperación

Dirección deModernización y

CambioEstructural

Dirección deProyectos de

InversiónFinanciada

Dirección deAdministración

Dirección deFinanzas

Subdirección deProgramación

DirecciónGeneral

Aspectos estratégicos

7

1.1. Política de financiamiento

El financiamiento de las actividades de la Comisión Federal de Electricidad (gasto corriente e inversión) se

c o n f o rma por tres componentes básicos, mismos que se encuadran en el Presupuesto de Egresos (PEF),

autorizado anualmente por el H. Congreso de la Unión:

1. Los recursos propios por venta de energía eléctrica al público consumidor y a las empresas, así como, de

manera marginal, por las exportaciones que realiza.

2. Los recursos derivados de la contratación de créditos con instituciones bancarias nacionales y extranjeras,

incluyendo las agencias de apoyo a la exportación. Con estos recursos se cubren las necesidades de

financiamiento del organismo para la adquisición de equipos y refacciones de origen extranjero.

3. La inversión privada, la cual se materializa mediante la instrumentación de los Proyectos de Impacto

Diferido en el Registro del Gasto (PIDIREGAS). Con ésta se complementa el crecimiento de la infraestru c-

tura de generación, transmisión y trasformación del organismo, de acuerdo con su programa de expansión.

Esta inversión se realiza a través de dos modalidades:

a) Mediante la participación de entes privados en proyectos de Obra Pública Financiada (OPF), en los cuales

la infraestructura pasa a ser propiedad de la CFE al final del contrato de inversión. En este sentido, en el

año 2002, a fin de efectuar el pago oportuno de los proyectos terminados, se contrataron cuatro créditos

por un total de 688,546,420 dólares americanos, a plazo de diez años. Los créditos, autorizados por la

S e c retaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) fueron suscritos con el Credit Suisse First Boston por

501,351,852 dólares americanos y con el Banco Nacional de Comercio Exterior, Sucursal Gran Cayman,

por 187,194,568 dólares americanos.

b) A través de Pro d u c t o res Externos de Energía (PEE) (en generación), donde la inversión es propiedad de

los part i c u l a res. En este caso, el monto de la inversión ejercida en 2002 ascendió a 1,021 millones de dólare s

americanos (10,533 millones de pesos), y fue destinada a 12 proyectos: Altamira II, Bajío, Campeche,

M o n t e rrey III, Naco-Nogales, Mexicali II, Altamira lll y IV, Chihuahua lll, Río Bravo II, Río Bravo III, Tuxpan III

y IV, y Río Bravo IV.

1.Finanzas

• El pasivo laboral (re s e rvas) con los trabajadores y pensionados tuvo un incremento de 43.1% en el periodo,

motivado por el envejecimiento de la plantilla laboral, el mayor número de jubilados, el incremento en

salarios y prestaciones contractuales y en buena medida por la modificación de las hipótesis macro-

económicas (inflación, tasa de interés y tipo de cambio, principalmente), que llevaron a modificar las tasas

de descuento en el cálculo actuarial del pasivo laboral, de conformidad con la recomendación emitida por

la asociación de actuarios.

• El patrimonio de la entidad ascendió a 368.3 mil millones de pesos, cifra menor en 8.9% en términos re a l e s

respecto de la registrada en diciembre de 2001, originado principalmente por un efecto neto de la actua-

lización y la afectación directa al patrimonio para incrementar el pasivo laboral, en apego al estudio

actuarial y al boletín ”D-3 Obligaciones Laborales“ de los principios de contabilidad generalmente aceptados.

Estado de Resultados

Comparativamente con el cierre de diciembre de 2001, las ventas de energía eléctrica al usuario final se incre-

m e n t a ron en 2.6% y el precio medio facturado aumentó 8.5%. Lo anterior impactó el Estado de Resultados

del Organismo, de cuyo análisis se deriva lo siguiente:

• Los productos ascendieron a 118.1 mil millones de pesos, ubicándose 10.3% por arriba de los registrados en

2001, como consecuencia del incremento de las ventas y de las medidas tarifarias adoptadas.

• El costo de explotación, que incluye los servicios personales, los energéticos, la depreciación, los indire c t o s

del corporativo y el costo del año de las obligaciones laborales, ascendió a 113.1 mil millones de pesos.

• El resultado de operación (remanente de explotación) fue de 5.0 mil millones de pesos (–0.6 mil millones de

pesos en 2001), debido principalmente al efecto del ajuste tarifario.

• El costo financiero fue de –12.0 mil millones de pesos (–0.3 mil millones de pesos en 2001), debido princi-

palmente a las fluctuaciones cambiarias en la paridad del peso frente al dólar estadounidense.

• El subsidio otorgado por el gobierno federal a los usuarios del servicio ascendió a 42.5 mil millones de pesos,

p resentando una disminución de 8.9% respecto al ejercicio anterior. En este sentido, al igual que el año

p revio, el subsidio fue mayor al aprovechamiento, por lo que existió una insuficiencia tarifaria de 2.5 mil

millones de pesos (5.9 mil millones de pesos en diciembre de 2001), misma que fue aplicada al patrimonio.

• Se registró una pérdida neta de –5.5 mil millones de pesos, contra una utilidad neta de 6.5 mil millones

de pesos en 2001.

Comisión Federal de ElectricidadFinanzas 8 9

Es importante destacar que el 18 de septiembre de 2002 marcó el re t o rno de la CFE a los mercados de capital

i n t e rnacionales, al realizar la colocación privada de un bono por un monto de 32 mil millones de yenes

japoneses, a una tasa fija anual de interés de 3.83% y vencimiento a treinta años. Paralelamente se re a l i z ó

una operación de cobertura de esta operación, mediante una serie de f o rw a rd s (contratos adelantados) de

tipo de cambio, con el objeto de fijar en dólares los pagos semestrales, así como la amortización al vencimiento

de la operación.

En este mismo sentido, resalta la creación en marzo de la Gerencia de Gestión de Riesgos, en la Subdirección

de Finanzas, con objeto de dar seguimiento a las fluctuaciones en los precios de combustibles (sobre todo el

del gas natural) utilizados en la generación de electricidad, para posteriormente cubrirlos y mantener una

posición controlada de las tasas de interés y tipos de cambio de la deuda del organismo.

1.2. Situación financiera (pesos de cierre del 2002)

En opinión de los auditores externos designados por la Secretaría de la Contraloría y Desarrollo Administrativo

(SECODAM), los estados financieros del organismo al 31 de diciembre de 2002 presentan razonablemente en

todos los aspectos importantes la situación financiera de la CFE a la fecha indicada y los resultados de sus

operaciones, las variaciones en su patrimonio y los cambios en su situación financiera que le son relativos.

Es importante destacar que, con el objeto de transparentar la información financiera, la CFE emitió sus

Estados financieros en dos versiones:

• Atendiendo a los principios de contabilidad generalmente aceptados. En esta versión, obtuvo un

dictamen del auditor sin salvedades, con lo cual éste es el cuarto año consecutivo en que el dictamen se

emite en estos térm i n o s .

• Atendiendo la normativa gubernamental para el registro de los PIDIREGAS, para efecto de la presentación

de la Cuenta de la Hacienda Pública Federal. En esta versión, el auditor hace una salvedad derivada de que,

en su opinión, la entidad, al aplicar la mencionada normativa gubernamental, no se apega a los principios

de contabilidad generalmente aceptados.

Balance General

Del análisis de los principales ru b ros del balance, se deriva que el activo total del organismo ascendió, al 31 de

d i c i e m b re de 2002, a 548.8 mil millones de pesos; al compararlos con los registrados al cierre del año 2001, se

o b s e rva que permanecen prácticamente en el mismo nivel. El total del pasivo ascendió a 180.5 mil millones

de pesos, es decir, tuvo un incremento en términos reales del orden de 24% respecto al año anterior; y un

patrimonio de 368.3 mil millones de pesos, con una disminución de cerca de 9%.

Un análisis más detallado de la información permite observar lo siguiente:

• El activo circulante aumentó 17.6%, al pasar de 44.9 mil millones de pesos a 52.9 mil millones de pesos, por

el incremento en las cuentas por cobrar a consumidores.

• Las inversiones y cuentas por cobrar a largo plazo prácticamente se mantuvieron sin cambio en niveles de

1.8 mil millones de pesos. Estas cuentas se encuentran integradas por los adeudos de los préstamos a

trabajadores a largo plazo, a través del fondo de la habitación.

• El activo fijo neto, que se ubicó en 478.2 mil millones de pesos, re p resenta 87.1% del activo total. Este ru b ro

muestra una disminución de 2.7% por el efecto de reducción en el proceso de construcción de obras.

• El pasivo a largo plazo se ubicó en 26.2 mil millones de pesos. Fue menor en 8.8% debido al incremento en

los proyectos PIDIREGAS.

• El pasivo a corto plazo ascendió a 30.3 mil millones de pesos, observando un incremento de 1.7% respecto

al año anterior.

Estructura del balanceMillones de pesos (al cierre de diciembre de 2002)

Concepto 2001 Participación % 2002 Participación %

Activo 549,316 100.0 548,830 100.0

Activo fijo neto 491,500 89.5 478,213 87.1

Inversiones y cuentas por cobrar 1,856 0.3 1,882 0.3

Activo circulante 44,979 8.2 52,883 9.6

Otros saldos deudores 1,771 0.3 5,159 0.9

Activo fijo intangible 9,210 1.7 10,693 1.9

Pasivo y patrimonio 549,316 100.0 548,830 100.0

Largo plazo 28,782 5.2 26,242 4.8

Corto plazo 29,755 5.4 30,268 5.5

Reservas 86,693 15.8 124,059 22.6

Patrimonio acumulado 404,086 73.6 368,261 67.1

Comisión Federal de ElectricidadFinanzas10 11

• Por su parte, la relación precio/costo se ubicó en 0.73. Ésta incluye, del costo financiero, sólo los

i n t e reses correspondientes a 25% de la deuda y a 50% del arrendamiento, y excluye subsidios a tarifas,

p roductos y gastos ajenos a la explotación. Las ventas netas a Luz y Fuerza del Centro (LFC) se

consideran en los pro d u c t o s .

1.3. Indicadores financieros

Del análisis de las principales relaciones financieras, se desprende lo siguiente:

• La CFE tiene una estructura financiera sana, lo que se confirma al observar los siguientes considerandos:

• El activo fijo neto representa 87.1% del activo total.

• El pasivo total, incluyendo las reservas, equivale a 49% del patrimonio (35.9% en 2001), lo que significa

que por cada peso adeudado se tienen 2.0 pesos propios.

• El grado de apalancamiento es de 32.9%, lo cual representa un riesgo financiero menor.

• La participación propia del patrimonio acumulado en el activo es de 67.1% (73.6% en 2001).

• La CFE tiene una adecuada liquidez, lo que se deriva de la relación entre el activo circulante y el pasivo a

c o rto plazo, que es de 1.747 veces, lo que significa que el organismo, a menos de un año, por cada peso com-

prometido dispone de 1.80 pesos para afrontar sus compromisos.

Estado de resultados condensadoMillones de pesos (al cierre de diciembre de 2002)

Concepto 2001 2002 Variación %

Productos1 107,088 118,116 10.3

Costo de explotación 107,721 113,111 5.0

Servicios personales 13,913 15,617 12.2

Energéticos 52,539 49,867 -5.1

Depreciación 17,601 18,499 5.1

Otros 13,887 16,930 21.9

Obligaciones laborales 9,781 12,198 24.7

Remanente de explotación -633 5,005 -890.7

Costo financiero -341 -12,033 N.A.

Intereses pagados 6,162 4,955 -19.6

Fluctuaciones -3,282 8,558 N.A.

Intereses ganados 1,363 696 -48.9

Resultado por posición monetaria -1,176 -784 -33.3

Resultado antes de aprovechamiento y subsidio -974 -7,028 N.A.

Productos y gastos ajenos a la explotación 2,050 -438 N.A.

Aprovechamiento 40,712 39,986 -1.8

Remanente antes de subsidio y de impuesto sobre la

renta sobre remanente distribuible -39,636 -47,452 19.7

Subsidio a tarifas 46,637 42,492 -8.9

Resultados antes de ISR 7,001 -4,960 N.A.

Impuesto sobre la renta sobre remanente distribuible 500 555 11.0

Utilidad neta 6,501 -5,515 N.A.

Relación precio / costo 0.71 0.73 2.8

1 Incluye energía eléctrica en proceso de facturación y otros.

• Las cuentas por cobrar re p resentan 16.9% de los productos anuales, equivalentes a poco más de un mes

de facturación, lo que se considera razonable en función de los tiempos de toma de lectura, facturación

y cobranza.

1.4. Ejercicio presupuestal

Los aspectos presupuestales más destacados durante 2002 fueron los siguientes:

• En virtud de que el presupuesto autorizado por la Cámara de Diputados fue insuficiente de origen, se

obtuvo la autorización a cuatro solicitudes de modificación presupuestal, tramitadas ante la Secretaría de

E n e rgía (SENER) y la SHCP. Las modificaciones autorizadas significaron una ampliación neta de 11.7 mil

millones de pesos, derivados de mayores ingresos por las tarifas eléctricas (7.8 mil millones de pesos), uso de

disponibilidades (4.585 mil millones de pesos), recuperación de seguros (0.334 mil millones de pesos) y una

reducción neta de 1.047 mil millones de pesos en el gasto corriente. Derivado de lo anterior, el gasto

p rogramable alcanzó un total anual de 99.5 mil millones de pesos. Estos recursos se aplicaron en su

totalidad al gasto de inversión, principalmente para ampliar la infraestructura (construcción de líneas,

subestaciones y centrales de generación) y el mantenimiento a centrales de generación.

Relaciones financieras (%)

2001 2002

Balance

Pasivo a largo plazo / activo fijo neto 5.9 5.5

Depreciación costo / activo fijo promedio 3.7 4.0

Activo fijo neto / activo total 83.3 83.2

Depreciación acumulada / activo fijo en operación1 57.8 69.8

Liquidez: activo circulante / pasivo a corto plazo (veces) 1.5 1.8

Activo circulante-materiales para operación / pasivo a corto plazo (veces) 1.1 1.3

Apalancamiento: pasivo / activo 26.4 32.9

Pasivo / patrimonio 35.9 49.0

Patrimonio / pasivo (veces) 2.8 2.0

Patrimonio / activo 73.6 67.1

Resultados

Costo de explotación / ventas totales 72.4 66.8

Depreciación / ventas totales 16.4 15.7

Gastos de oficinas nacionales / ventas totales 2.6 3.0

Cuentas por cobrar / productos 13.6 16.9

Rentabilidad: productos-costo / productos -0.6 4.2

Productos / activo fijo neto en operación1 22.9 25.8

1 Activo fijo neto en operación, no incluye obras en proceso.

Los productos de explotación equivalen a 24.7% del valor del activo fijo neto. La vida útil remanente de los activos fijos en operación equivalea 65.7% de la vida probable y su depreciación promedio por año es de 3.6%, lo que significa una garantía de por lo menos 18.8 años de capaci-dad instalada para generar energía eléctrica y ventas similares a las de 2001.

Comisión Federal de ElectricidadFinanzas 12 13

• Conforme lo indica la normativa, se re a l i z a ron tres informes trimestrales y uno anual del avance físico-

f i n a n c i e ro de los proyectos PIDIREGAS, que fueron remitidos a la SHCP y a la Comisión Intersecretarial de

Gasto Financiamiento.

• Al igual que en el ejercicio 2001, se obtuvo un dictamen presupuestal del ejercicio 2002 sin salvedades

ni re c o m e n d a c i o n e s .

A continuación se comparan los resultados del ejercicio presupuestal 2002 con los logros de 2001,

describiendo las causas de las variaciones y haciendo una evaluación de su comportamiento:

• Los ingresos totales en el periodo ascendieron a 111.9 mil millones de pesos, superiores en 6.2% en térm i n o s

reales a los generados en el año anterior. Este incremento se derivó fundamentalmente de la disminución

del subsidio a las tarifas eléctricas residenciales y de un cargo adicional a las dependencias del gobiern o

federal, decretados por la SHCP.

• El gasto programable ascendió a 99.5 mil millones de pesos, 1.6% superior en términos reales al alcanzado

en 2001, derivado del aumento en la plantilla para atención de nueva infraestructura y nuevos usuarios; del

i n c remento salarial convenido con el Sindicato Único de Tr a b a j a d o res Electricistas de la República Mexicana

(SUTERM), superior al previsto; del Programa de Reducción de Pérdidas no Técnicas (que significó ingre s o s

por 0.536 mil millones de pesos), así como de los pagos asociados a gasto de operación de PIDIREGAS,

ocasionados por mayor número de proyectos que entraron en funcionamiento.

• Dentro del gasto programable se destaca que el gasto corriente fue menor en 4.2% en términos reales al

ejercido en 2001. Los rubros que lo componen se comportaron como se indica a continuación:

• Los Servicios Personales cre c i e ron 9.0% en comparación con el año anterior, por las causas mencionadas

con anterioridad.

• Los Materiales y Suministros re p re s e n t a ron una disminución real de 14.5% respecto al ejercicio 2001. En

este ru b ro destaca el pago de combustibles a Petróleos Mexicanos (PEMEX) por 33.7 mil millones de

pesos. Este renglón incluye a los PEE.

• Los Servicios Generales ejercidos fueron superiores en 29.3%, en términos reales en comparación con los

alcanzados en 2001. En este ru b ro se incluyen el pago del Impuesto Sobre la Renta (ISR), derechos de agua,

prima de seguros, remanente distribuible, cargos fijos PIDIREGAS y honorarios de personas morales.

• La Inversión Física ascendió a 20.3 mil millones de pesos, cifra que significó un incremento real de 33.7%

respecto a 2001. Los recursos se destinaron a la ampliación de la infraestructura y del mantenimiento de

centrales de generación. Por otra parte, se efectuó el prepago de capital de los proyectos de Constru c c i ó n ,

Arrendamiento y Transferencia (CAT) por 4.2 mil millones de pesos.

Esta política de gasto en la inversión ha hecho posible realizar proyectos generadores de flujos de re c u r s o s

que han logrado un crecimiento real de los ingresos.

• Dentro del gasto no programable se destaca que los intereses de la deuda se situaron en 6.1 mil millones de

pesos, lo que significó 5.5% de los ingresos totales, casi un punto porcentual menos que el año anterior.

De esta manera, el balance primario fue superavitario en 12.4 mil millones de pesos, equivalente a 11.1% de

los ingresos totales, superior en 66.1% en términos reales respecto al año 2001. El balance financiero ascendió

a 6.2 mil millones de pesos, arrojando un crecimiento real de 741% en comparación con el ejercicio 2001. El

desendeudamiento neto fue superior en 76.8% respecto al del año anterior en términos reales por incre m e n t o

real en amortizaciones de 54.8% respecto a las efectuadas el año anterior.

La disponibilidad final anual ascendió a 17.9 mil millones de pesos, lo que re p resentó un incremento real de

15.5% respecto al ejercicio 2001.

Ejercicio presupuestal1

Millones de pesos (al cierre de diciembre de 2002)

Concepto 2001 2002 Variación (%)

Ingresos totales 105,384 111,925 6.2

Venta de servicios 82,029 89,857 9.5

Cobros a LFC a cuenta de energía 18,818 18,994 0.9

Ingresos diversos 4,411 3,074 -30.3

Operaciones ajenas 126 0 -100.0

Gasto programable 97,926 99,539 1.6

Gasto corriente 82,593 79,097 -4.2

Servicios personales 18,959 20,660 9.0

Materiales y suministros 54,457 46,561 -14.5

Servicios generales 9,177 11,870 29.3

Operaciones ajenas terceros 0 6 100.0

Inversión física 15,177 20,286 33.7

Operaciones ajenas recuperables 157 157 -0.3

Balance operación 7,457 12,385 66.1

Transferencias gobierno federal 0 0 0.0

Balance primario 7,457 12,385 66.1

Intereses 6,716 6,145 -8.5

Balance financiero 742 6,240 741.3

Endeudamiento neto -1,767 -3,124 76.8

Disposiciones 4,054 5,887 45.2

Amortizaciones 5,821 9,010 54.8

Variación de disponibilidades (Aumento) -1,026 -3,117 203.9

Inicial 16,574 14,836 -10.5

Final 15,548 17,953 15.5

1 Expresado como flujo de caja, a diferencia del Estado de Resultados Condensado, el cual se presenta como devengado.

15

2.Transformación corporativa

La CFE como compañía en proceso de convertirse en una empresa de clase mundial muestra su disposición de

cambiar, mejorando en forma continua y adaptándose a las modificaciones del entorno.

Somos una empresa con una tradicional orientación a los clientes, por ello empeñamos esfuerzos en cert i f i c a r

n u e s t ros procesos y mejorar los índices de desempeño constantemente; basten un par de ejemplos para

ilustrar este proceso: en el periodo 1997-2002 el número de inconformidades por mil usuarios se redujo de

5.84 a 4.23; en el mismo lapso, la productividad de la fuerza laboral, medida como el número de usuarios por

trabajador de operación, aumentó a razón de 2.7% por año.

En la década de los noventas se gestaron cambios muy significativos en el entorno mundial. Podríamos

mencionar la revolución tecnológica de las nuevas centrales de ciclo combinado (CC) y la impre s i o n a n t e

evolución observada en los sistemas de cómputo y telecomunicaciones. Estos acontecimientos modificaron las

tendencias y tamaños de las unidades económicas a escala mundial, haciendo surgir la posibilidad de “mer-

cados eléctricos liberalizados”, que permiten pensar en modelos alternos al de la integración vertical de las

empresas eléctricas tradicionales.

En el entorno nacional, podría señalarse el acelerado proceso de liberalización de la economía mexicana, la

modificación de 1992 al marco regulatorio de la industria y la muy intensa, y aún no concluida, discusión

iniciada en 1998 para reformar la estructura de la industria de manera radical.

Con el propósito de conducir los esfuerzos de la institución para adaptarse al nuevo entorno y propiciar los

cambios necesarios para profundizar su orientación al cliente y la eficiencia, la H. Junta de Gobierno de la CFE

constituyó la Dirección de Modernización y Cambio Estructural, cuyo objetivo es coadyuvar a conducir el

Programa de Transformación Corporativa (PTC).

El PTC tiene como fin transformar a la CFE en una empresa más moderna y con mayor capacidad para

reaccionar ante los cambios previsibles del entorno. El programa es coordinado por el Comité de

Tr a n s f o rmación Corporativa (CTC), y en él se integran los dire c t o res de la CFE y algunos otros directivos, lo

que garantiza el enfoque holístico y la participación de toda la organización.

El PTC parte de cuatro premisas, que aún hoy en día continúan siendo válidas:

• Mantener la seguridad y operación del sistema sin deterioro.

• Asegurar la viabilidad técnica y económica de las propuestas.

• Diseñar y operar un mercado virtual de energía que permita determinar precios de transferencia reales.

• Mantener un enfoque eminentemente pragmático.

Para cumplir con su propósito, el PTC simula una separación funcional de la organización en un entorn o

competitivo, a través de Divisiones de Negocios (DN) que operan en un mercado de energía. La estru c t u r a

v i rtual se basa en las áreas funcionales y administrativas. La descripción de la estructura se muestra en la

figura 1, en tanto que en la figura 2 se muestran los ámbitos geográficos de competencia de las DN.

Durante sus primeras etapas, el PTC ha cumplido con las metas que ha establecido el CTC:

Se ha identificado, asignado y regularizado el activo y patrimonio de cada una de las DN. En esta tarea han

desempeñado un papel importante programas como el de Regularización de Bienes Inmuebles (PREBIN), que

conduce la Coordinación de Asuntos Jurídicos, y el sistema SAP/R3, a cargo de la Dirección de Finanzas. Con

esta base es posible que las DN formulen sus propios estados financieros, apoyados en la información contable

y financiera de la CFE.

La Dirección de Administración ha participado de manera muy significativa en la desconcentración de

funciones hacia las DN, contribuyendo a que, dentro del espacio establecido por el marco normativo, la toma

de decisiones se acerque cada vez más a los niveles operativos.

Sin lugar a dudas, uno de los factores más relevantes para el éxito del programa es el gran apoyo otorg a d o

por la Dirección de Operación. En esta área se han concretado incontables esfuerzos, como capacitar

ampliamente al personal en temas de administración de empresa y mercados de energía, y formular y

p resentar los informes de la DN a sus Consejos de Evaluación de Resultados (CER´s), entre otros. Dentro de la

D i rección de Operación, re q u i e re una mención el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), que fue

el líder en el proceso de desarrollo y simulación del mercado virtual de energía; sus re s p o n s a b i l i d a d e s

a b a rc a ron la descripción de las reglas, la creación y puesta a punto de los sistemas de cómputo y la simulación

y operación del mercado virtual de energía. La trayectoria de esta tarea se muestra en la figura 3.

Durante el año 2002, el PTC se ocupó de dos importantes tareas: fortalecer a las DN y consolidar el merc a d o

de energía. Para cumplir con la primera, se celebraron 66 reuniones de CER´s y se rediseñó el formato y

contenido de los informes, destacándose la comparación entre las DN. En cuanto al entorno mundial, se

i n i c i a ron los trabajos para realizar un b e n c h m a r k en el área de distribución, con empresas de clase mundial

que aportarán datos de sus filiales en Europa y América Latina. Gracias a esta dos acciones, hoy se cuenta con

bases más sólidas para identificar las áreas de oportunidad.

Por lo que se re f i e re a la consolidación del Mercado Vi rtual de Energía, dentro de los convenios de colaboración

suscritos por la CFE durante el 2002, se estableció un área específica para el intercambio de información sobre

gestión de energía, regulación de mercados y mercados mayoristas.

Por otra parte, se inició el proceso de transformación del mercado uninodal al modelo regional (figura 3), en

el cual se definió su calendario y las áreas piloto de implantación (las Divisiones de Generación Norte e

H i d roeléctricas y las Divisiones de Distribución Norte y Golfo Norte). Se estableció así que en enero de 2003 se

iniciara la operación generalizada bajo este modelo. Sus principales características se resumen en la figura 4.

Finalmente, para lograr una mayor estabilidad de precios en el mercado, se pre p a r a ron los modelos de

contrato bilaterales entre las DN de distribución y el CENACE, entre el operador del sistema y el mercado, y

entre éste y las DN de generación.

El PTC es un programa de largo plazo que permite a la CFE una mejor preparación para enfrentar los cambios

p revisibles en el entorno y para buscar la mejora continua de sus sistemas de gestión. A la fecha ha obtenido

l o g ros importantes, pero deberemos continuar trabajando de forma permanente para alcanzar nuestra

aspiración: convertir a la CFE en una empresa de clase mundial.

Otra de las actividades del PTC consiste en desarrollar mecanismos e ideas que permitan que los activos de la

CFE se utilicen de manera óptima. En esta tarea se han logrado avances conceptuales significativos, que

podrán eventualmente convertirse en nuevas líneas de acción. La participación del CTC ha sido fundamental

para orientar los trabajos y definir las líneas de investigación; por ejemplo, la participación de diversas áre a s

del gobierno federal y de la CFE, a través de la Dirección de Proyectos de Inversión Financiada, la Subdire c c i ó n

de Programación y la Coordinación de Asuntos Jurídicos, ha permitido avanzar en el proyecto de una

interconexión internacional en alta tensión entre México y Guatemala.

Una vez concluida la línea, se podrán establecer flujos de energía entre ambos países, lo que permitirá a la

CFE acceder a nuevos mercados, con los consecuentes beneficios en el valor de sus activos, o adquirir energía

p roveniente de fuentes externas, cuando contribuyan a disminuir sus costos operativos. Este proyecto de

interconexión forma parte del Plan Puebla-Panamá.

Comisión Federal de ElectricidadTransformación corporativa16 17

Figura 1 Figura 2 Figura 3 Figura 4

• Un nodo

• Sin red

• Despacho muy

simplificado

• Costos indicativos

• Operación expost

• 27 nodos

• Restricciones de

transmisión

• 2 Mercados

(anticipado y

balance)

• Despacho "real"

• Sólo "spot"

• Reglas

• Simulado en

CENACE

• Costos realistas

• Operación casi en

tiempo real

• Reglas revisadas

• Bases para

mercado ”spot“ y

”bilateral“

• Estados de

resultados de

”Pilotos“

• Costos muy

realistas

• Página ”Web“

• Contratos

bilaterales

• Estados de

resultados de

Divisiones

• Servicios conexos

• Pronósticos de

precios

• Costo de porteo

• Respaldo

Algunas características del nuevo modelo de mercado

Mercado regional:

Basado en el orden de mérito; pro p o rciona pre c i o s

horarios para dos mercados (anticipado y de balance) en

1,400 nodos, que se agrupan en 27 regiones.

Generación:

Actividad competitiva; el despacho se basa en el ord e n

de mérito; las centrales obtiene beneficios en función de

su actuación y de variables no controlables como el

precio de los energéticos.

Transmisión:

Monopolio nacional regulado, su diseño presupone que

el flujo de efectivo sea cero. Se integra con dos

e m p resas, una dedicada a la "operación" y otra a la

"expansión", que se analizan por separado.

Distribución:

Monopolio regional regulado; dado el subsidio implícito

en las tarifas, el diseño considera un resultado neto cero ;

las utilidades se obtiene al mejorar los estándares de

actuación presupuestos.

Simulaciones del Mercado

1997 2000 2002 2003

Uninodal

Regional en CENACE

Regional en Divisiones

19

3.Planificación del sistema eléctrico nacional

Resumen de los programas de adiciones

Capacidad de: 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Total

Generación (MW) 2,577 3,974 1,267 1,010 2,586 2,496 2,377 4,160 4,440 3,978 28,865

Transmisión (km) 3,609 4,421 6,400 2,194 3,914 4,425 3,484 3,294 3,637 3,185 38,563

Subestación (MVA) 5,640 10,407 8,695 4,512 11,001 11,830 9,178 7,383 7,708 8,032 84,386

De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 66, fracción II, del Reglamento de la Ley del Servicio Público de

E n e rgía Eléctrica (LSPEE), la CFE debe presentar anualmente a la SENER los programas destinados a re a l i z a r

las obras que el suministrador pretende ejecutar para la prestación del servicio público, a fin de satisfacer el

consumo de energía eléctrica en los próximos diez años. La información contenida en el Programa de Obras

e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE) incluye un programa de expansión de referencia para dar a conocer

la magnitud y ubicación regional de la capacidad adicional de generación y transmisión que re q u i e re el sis-

tema eléctrico nacional.

4.Ampliación de la infraestructura

La CFE ha mantenido un ritmo de crecimiento tal en su infraestructura, que ha permitido atender el

i n c remento en la demanda del país, llegando en este año a nuestro cliente 20 millones. También se logró

superar los 40 GW de capacidad instalada gracias al cumplimiento del programa de obras de generación,

transmisión y transformación que se realiza con Recursos Presupuestales (PRE), OPF durante la construcción y

con la participación de los privados en el esquema de PEE.

4.1. Centrales generadoras

Inversión financiada directa

En la modalidad OPF, continuó la construcción de la Central Hidroeléctrica (CH) Manuel Moreno To rre s

(2a. Etapa) con 930 MW de capacidad, la conversión de la unidad turbogás el Sauz a ciclo combinado con

capacidad de 137 MW, así como la Central Geotermoeléctrica (CG) Los Azufres II con 100 MW de capacidad.

Asimismo, se inició la construcción de las Centrales de Combustión Interna (CCI) Guerre ro Negro II y Baja

California Sur I, con 10 y 41 MW de capacidad, respectivamente. La capacidad en conjunto que se encuentra

en construcción bajo esta modalidad es de 1,218 MW.

En este mismo esquema, se inició el proceso de licitación de los proyectos de conversión de la unidad turbogás

Hermosillo a ciclo combinado, con capacidad de 88 MW, así como la CH El Cajón, con capacidad de 750 MW,

para un total de 838 MW.

Inversión con recursos presupuestales

Fue necesario enfrentar un programa de contingencia para atender principalmente la disminución de

generación hidroeléctrica, para lo cual entró en operación en ciclo abierto la unidad 4 de la Central

Te rmoeléctrica (CT) Valle de México con 265 MW; de igual forma entraron en operación las unidades turbogás

de El Sauz y El Encino, con 133 y 132 MW, respectivamente, con lo cual se obtuvo un total de 530 MW

adicionales al sistema eléctrico.

Como parte de este mismo programa de emergencia se licitó y lograron firmarse, en menos de dos meses, los

contratos para la construcción de las unidades turbogás de Tuxpan y de San Lorenzo con capacidad de 163 y

263 MW, respectivamente.

21

Comisión Federal de ElectricidadAmpliación de la infraestructura22 23

Productores privados

Con el esquema de PEE, entraron en operación las CC Río Bravo II, Bajío y Altamira II con una capacidad garan-

tizada de 495 MW cada una y Monterrey II con una capacidad neta demostrada de 450 MW, gracias a lo cual

aumentó la capacidad en 1,935 MW.

Continuó la construcción de las CC Campeche, Mexicali (Rosarito IV), Naco-Nogales, Tuxpan III y IV, Chihuahua III

y Altamira III y IV, con capacidad de 252, 489, 258, 983, 259 y 1,036 MW, respectivamente. También se inició

la construcción de las CC Río Bravo III y Río Bravo IV, con capacidad de 495 y 500 MW, respectivamente, para

obtener una capacidad conjunta de 4,272 MW.

Al finalizar el año 2002 estaban en proceso de licitación 2,914 MW integrados por las CC Mexicali II con 242 MW,

Valladolid III con 526 MW, Tuxpan V con 527 MW y Altamira V con 1,121 MW; también durante ese mismo

año se licitó bajo el esquema de PEE la CC La Laguna II, con una capacidad de 498 MW.

4.2. Líneas de transmisión y subestaciones

Líneas de transmisión

Inversión financiada directa y con recursos presupuestales

Durante el año, se constru y e ron un total de 3,257 km-c de longitud, de los cuales 1,300 corre s p o n d i e ron a una

tensión de 400 kV, 782 a una tensión de 230 kV y 1,175 a tensiones menores de 230 kV.

En etapa constructiva, había un total de 5,589 km-c de longitud, conformados por 3,842 para tensiones de

400 kV, 772 para 230 kV y 975 para menores de 230 kV.

Proyectos con inversión financiada directa y recursos presupuestales

Unidad, Capacidad Fecha programada

Módulo neta de operación

Tipo Central o Fase Esquema (MW) comercial

En operación comercial: 530

CT Valle de México (Repotenciación U-4) 1, 2 y 3 PRE 265 Mayo de 2002

CT El Sauz (Unidad turbogás) 1 PRE 133 Junio de 2002

CT El Encino (Unidad turbogás) 1 PRE 132 Junio de 2002

En construcción: 1,644

Obra pública financiada (OPF) 1,218

CG Los Azufres II y Campo Geotérmico 4 OPF 100 Abril de 2003

CC El Sauz conversión de TG a CC 1 OPF 137 Octubre de 2003

CCI Guerrero Negro II 1, 2 y 3 OPF 10 Abril de 2004

CH Manuel Moreno Torres (2da. Etapa) 1, 2 y 3 OPF 930 Abril de 2004

CCI Baja California Sur I 1 OPF 41 Julio de 2004

Recursos presupuestales (PRE) 426

CT Tuxpan (Unidad turbogás) 1 PRE 163 Noviembre de 2003

CT San Lorenzo (Unidad turbogás) 2 PRE 263 Noviembre de 2003

En licitación: 838

CC Hermosillo Conversión de TG a CC 1 OPF 881 Mayo de 2005

CH El Cajón 1 y 2 OPF 7501 Mayo de 2007

1 Capacidad máxima estimada.

Proyectos con inversión financiada condicionada

Productor externo de energía

Unidad, Capacidad Fecha programada

Módulo neta de operación

Tipo Central o Fase (MW) comercial

En operación comercial: 1,935

CC Río Bravo II 1 495 Enero de 2002

CC Bajío 1 495 Marzo de 2002

CC Monterrey III 1 450 Marzo de 2002

CC Altamira II 1 495 Mayo de 2002

En construcción: 4,272

CC Campeche 1 252 Marzo de 2003

CC Mexicali (Rosarito IV) 1 489 Abril de 2003

CC Naco-Nogales 1 258 Abril de 2003

CC Tuxpan III y IV 1 y 2 983 Mayo de 2003

CC Chihuahua III 1 259 Mayo de 2003

CC Altamira III y IV 1 y 2 1,036 Octubre de 2003

CC Río Bravo III 1 495 Abril de 2004

CC Río Bravo IV 1 500 Abril de 2005

En licitación: 2,914

CC La Laguna II 1 498 Abril de 2005

CC Mexicali II 1 2421 Marzo de 2006

CC Valladolid III 1 5261 Abril de 2006

CC Tuxpan V 1 5271 Septiembre de 2006

CC Altamira V 1 y 2 1,1211 Noviembre de 2006

1 Capacidad máxima estimada.

Comisión Federal de ElectricidadAmpliación de la infraestructura24 25

Subestaciones

Inversión financiada directa y con recursos presupuestales

Se constru y e ron un total de 6,346 MVA, integrados por 3,550 en tensiones de 400 kV; 2,486 de 230 kV y 310

menores a 230 kV.

En proceso constructivo se encontraban un total de 1,794 MVA, de los cuales, 1,375 estaban en tensiones de

400 kV, 400 en tensiones de 230 kV y 19 en tensiones menores a 230 kV.

Principales líneas de transmisión concluidas y en construcción

Nivel de Nombre de la obra Esquema Longitud en

tensión (kV) km-c

Concluidas 3,257

400 1,300

Champayán-Anáhuac. Potencia (tendido primer circuito) OPF 97

Tecali-Yautepec. Potencia (tendido primer circuito) OPF 117

Tres Estrellas-Poza Rica II Línea 2 OPF 110

Salamanca II-Potrerillos OPF 153

Poza Rica II-El Salto (Necaxa, operación inicial 230 kV) OPF 128

Anáhuac. Potencia-El Potosí OPF 516

Fresnal CC-Nacozari (tendido primer circuito) OPF 99

Menores de 50 km. PRE y OPF 80

230 782

Anáhuac CC-Lauro Villar PRE 52

Las Delicias-Querétaro. Potencia PRE 93

Rosarito II-Ciprés CAT 59

Rosarito II-Ciprés CAT 71

Carapan II-Uruapan. Potencia (tendido primer circuito) OPF 69

Cárdenas II-Comalcalco Oriente. OPF 96

El Sabino-Cintalapa (tendido primer circuito) OPF 54

Zaachila Entronque Temascal II-Oaxaca. Potencia OPF 60


Menores de 230 1,175

En construcción 5,589

400 3,842

Moctezuma-El Encino (tendido primer circuito) OPF 414

Río Escondido-Arroyo del Coyote (tendido primer circuito) OPF 356

Tula CT- Jorobas Operación Inicial 230 kV y tendido de 2 circuitos. PRE 52

El Fresnal CC-Nacozari (tendido segundo circuito) OPF 99

El Salto-Teotihuacán OPF 252

Juile-Cerro de Oro (tendido primer circuito) OPF 308

Cerro de Oro-Tecali OPF 382

Manuel Moreno Torres-Juile (tendido primer ciruito) OPF 484

Aeropuerto-Villa de García (tendido primer circuito) OPF 484

Culiacán 3-Culiacán. Potencia PRE 122

Primero de Mayo Maniobras-Cañada (tendido primer circuito) OPF 440

Saltillo C.C.-Primero de Mayo Maniobras (tendido primer circuito) OPF 444

Menores de 50 km. OPF 5

230 772

Aguascalientes Potencia-Calera II (tendido segundo circuito) OPF 310

San Bernabé Entronque Águilas-Topilejo OPF 56

Temascal II-Oaxaca. Potencia (tendido primer circuito) OPF 183

Aguascalientes Potencia-San Juan de los Lagos

(tendido primer circuito) OPF 108


Menores de 230 975

Principales subestaciones concluidas y en construcción

Nivel de Nombre de la obra Esquema Capacidad

tensión (kV) MVA

Concluidas 6,346

400 3,550

San Lorenzo. Potencia. Banco 2 PRE 375

El Potosí. Bancos 1 y 2 OPF 875

Escobedo. Banco 3 OPF 500

Frontera. Banco 4 OPF 300

San Martín. Potencia. Banco 1 OPF 500

Yautepec. Potencia. Banco 3 OPF 500

El Sabino. Banco 1 OPF 500

230 2,486

Lomas. Banco 2 PRE 133

Nazas. Banco 1 PRE 400

Terranova. Banco 1 OPF 400

Juchitán II. Banco 2 OPF 100

Conin. Banco 1 OPF 300

Silao II. Banco 2 OPF 100

Lauro Villar. Banco 2 OPF 100

Zaachila. Banco 1 OPF 300

Aeropuerto. Banco 1, sustitución OPF 133

Agua Azul. Bancos 1 y 2. SF6 OPF 120

Fresnillo. Banco 1 OPF 300

Nuevo Casas Grandes. Banco 2 OPF 100

Menores de 230 310

En construcción 1,794

400 1,375

Huinalá. Banco 5 PRE 375

Anáhuac CC. Banco 1 OPF 500

Atlacomulco II, sustitución. OPF 500

230 400

Paso del Norte. Banco 1 PRE 400

Menores de 230 19

En cuanto a inversión financiada, en la modalidad OPF, se encontraban en proceso de licitación 2,611 km-c. Al cierre del 2002, en la modalidad OPF, estaban en proceso de licitación 4,292 MVA.

27

5.Capacidad y generación

Capacidad efectiva por tipo (MW)1 2002

Tipo 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Centrales Unidades

Total 33,944 34,384 34,839 35,386 36,236 36,855 155 532

Hidrocarburos 19,522 20,296 20,729 21,174 22,041 20,566 78 292

Combustóleo o gas 14,058 14,058 14,058 14,058 14,058 14,058 28 93

Ciclo combinado 1,942 2,463 2,463 2,914 3,733 3,848 10 40

Turbogás 1,301 1,555 1,990 1,986 2,007 2,516 32 84

Combustión interna 121 120 118 116 143 144 8 75

Dual2 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100

Fuentes alternas 14,422 14,088 14,110 14,212 14,195 16,289 77 240

Hidroeléctrica 9,761 9,427 9,390 9,390 9,390 9,379 64 182

Carboeléctrica 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2 8

Dual2 2,100 1 6

Nucleoeléctrica 1,309 1,309 1,368 1,365 1,365 1,365 1 2

Geotermoeléctrica 750 750 750 855 838 843 7 34

Eoloeléctrica 2 2 2 2 2 2 2 8

1 Al 31 de diciembre.2 La central dual de Petacalco, a partir del año 2001, inició la quema de carbón en cuatro de sus seis unidades.

5.1. Capacidad efectiva

Al finalizar el periodo, la capacidad efectiva de generación ascendió a 36,855 MW, que comparada con la del

cierre de año anterior, que fue de 36,236 MW, tuvo un incremento de 619 MW, equivalente a 1.71%.

Este incremento se debió a la entrada en operación comercial de la CT Valle de México con sus unidades 5, 6

y 7 de turbogás, con una capacidad efectiva total de 249.3 MW (83.1 MW cada una); la CC Chihuahua II

(Encinos) con la unidad 4 de turbogás, con una capacidad efectiva de 130.8 MW; la CC El Sauz con la unidad

6 de turbogás, con una capacidad efectiva de 129 MW; y la CCI Hol Box con la unidad 6 de combustión

i n t e rna, con una capacidad efectiva de 0.8 MW; asimismo, a la recuperación en la capacidad efectiva de 120 MW

(unidades 4 y 5 de la CC Felipe Carrillo Puerto, la unidad 6 de la CC Tula, la unidad 5 de la CG Los Humeros) y

la disminución en 11 MW de la CH Tepazolco (unidades 1 y 2 de 5.5 MW cada una).

Al 31 de diciembre de 2002 la capacidad efectiva de generación de la CFE se integró por 155 centrales,

que incorporaron 532 unidades generadoras, las cuales utilizan diferentes fuentes de energía para

p roducir electricidad.

Comisión Federal de ElectricidadCapacidad y generación28

5.3. Generación

Durante el periodo, la generación de energía eléctrica alcanzó 177,048 GWh, equivalentes a un decremento

de 7.2%. La participación de la generación con hidro c a r b u ros fue de 60.8%, mientras que las fuentes altern a s

aportaron el 39.2% restante.

Los tipos de centrales que tuvieron incrementos fueron: combustión interna (18.8 %), turbogás (18.7%),

nuclear (11.7%) y ciclo combinado (6.9%). Las unidades con mayor contribución en el proceso de generación

fueron las que utilizaron combustóleo o gas (vapor convencional), con una participación de 44.5%, seguidas

por las centrales hidroeléctricas (13.7%), las de ciclo combinado (12.5%), las carboeléctricas (9.1%), la dual

(7.8%) y la nucleoeléctrica (5.5%).

5.4. Productores externos de energía

La capacidad efectiva de los PEE llegó a 3,495 MW, al incorporar durante el periodo 2,031 MW de las centrales

Río Bravo (Anáhuac) con 495 MW, El Sauz (Bajío) con 592 MW, Monterrey (Dulces Nombres) con 449 MW y

Altamira con 495 MW. Todas estas centrales operan con la tecnología de ciclos combinados.

Las aportaciones de los PEE a la red eléctrica de la CFE durante el año ascendieron a 21,847 GWh (facturados)

de la forma siguiente: Mérida III pro p o rcionó 3,141 GWh; Hermosillo, 1,174 GWh; Saltillo, 1,766 GWh; Tuxpan II,

3,495 GWh; Río Bravo II (que empezó a operar comercialmente a partir de enero de 2002) aportó 3,071 GWh;

Bajío, 4,270 GWh, y Monterrey III, 2,405 GWh (ambas empezaron a operar comercialmente en marzo de 2002);

y Altamira (que empezó a operar comercialmente en mayo de 2002) 2,525 GWh. La energía entregada a la

red de la CFE incluye las aportaciones por la puesta en servicio de las centrales.

Consumo de combustibles

Combustible Unidad 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Hidrocarburos

Combustóleo 106 m3 19.743 21.677 21.288 22.896 21.952 18.889

Gas natural 109 m3 5.617 6.526 7.264 9.128 10.032 9.551

Diesel 106 m3 0.343 0.500 0.454 0.660 0.472 0.364

Carbón 106 ton 8.853 9.345 9.468 9.566 11.398 12.179

Uranio1 ton 34.228 30.566 32.936 27.481 29.419 29.638

1 Toneladas equivalentes de uranio enriquecido, calculado en el 2002 con un equivalente calorífico de 3.6 MJ/ton.

29

Central Capacidad efectiva Aportación a la red

MW GWh

Total 3,495 21,847

Mérida III 484 3,141

Hermosillo 238 1,174

Saltillo 247 1,766

Tuxpan II (Tres Estrellas) 495 3,495

Río Bravo II (Anáhuac) 495 3,071

El Sauz (Bajío) 592 4,270

Monterrey (Dulces Nombres) 449 2,405

Altamira 495 2,525

Generación bruta por tipo (GWh)

Tipo 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Total 159,831 168,982 179,068 189,995 190,881 177,048

Hidrocarburos 100,803 112,376 113,181 124,556 130,204 107,588

Combustóleo o gas 81,559 85,207 84,128 89,254 89,773 78,803

Ciclo combinado 11,233 13,184 15,526 16,417 20,789 22,217

Turbogás 547 980 1,912 4,896 5,066 6,013

Combustión interna 462 314 381 420 467 555

Dual1 7,001 12,692 11,234 13,569 14,109

Fuentes alternas 59,028 56,605 65,887 65,439 60,677 69,460

Hidroeléctrica 25,527 23,722 32,005 32,613 27,810 24,277

Carboeléctrica 17,575 17,956 18,251 18,696 18,567 16,152

Dual1 13,879

Nucleoeléctrica 10,456 9,265 10,002 8,221 8,726 9,747

Geotermoeléctrica 5,466 5,657 5,623 5,901 5,567 5,398

Eoloeléctrica 4 5 6 8 7 7

1 Durante 2002, 71% la generación de la central dual de Petacalco se hizo con carbón.

5.2. Consumo de combustibles

Al cuantificar el consumo de combustibles en valores equivalentes de energía, el combustóleo se colocó en

primer lugar durante el periodo con 18.9 millones de metros cúbicos (326 mil barriles diarios), lo que

representa 53.2%. No obstante, tuvo un decremento de 14% respecto al año anterior.

El segundo lugar lo ocupa el gas natural con 22.9% y un volumen de 9,551 millones de metros cúbicos

(924 millones de pies cúbicos diarios). El consumo de este combustible disminuyó 4.8%.

El carbón ocupa el tercer lugar en cuanto a consumo de combustibles con 12.2 millones de toneladas

(33,400 toneladas diarias), es decir, 15.7%; durante el año tuvo un crecimiento de 6.9%. En cuarto sitio se

encuentra el uranio, con un consumo de 29.6 toneladas equivalentes de uranio enriquecido, que re p re s e n t a n

7.2% El último lugar lo ocupa el diesel con 364 mil metros cúbicos (6,300 barriles diarios), con el 1%.

31

6.Transmisión, transformación y distribución

6.1. Transmisión

Para conducir la generación de electricidad se cuenta con una red de transmisión conformada por niveles de

tensión de 400, 230 y 161 kV; en 2002, esta red se incrementó en 2,362 km, alcanzando la cifra de 39,210 km. En

subtransmisión, donde los niveles de tensión son de 138, 115, 85 y 69 kV, el incremento fue de 1,859 km, con

lo cual se llegó a los 42,655 km. La red de distribución, con la integración de 8,687 km adicionales en 2002,

llegó a los 563,061 km en tensiones de 34.5, 23, 13.8, 6.6, 4.16 y 2.4 kV, incluyendo baja tensión. Como

resultado, la longitud total de la red eléctrica alcanzó 644,926 km, 2.0% mayor que 2001.

Para lograr una operación segura y económica del sistema eléctrico, el CENACE, a través de sus ocho áreas de

control, se encarga de establecer las políticas, criterios y normas de operación, además de planear y analizar

las necesidades de mantenimiento del parque de generación y del sistema de transmisión.

Longitud de líneas (km)

Nivel de tensión (kV) 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Total 571,104 586,378 601,030 614,653 632,018 644,926

Transmisión 31,804 33,063 34,079 35,271 36,848 39,210

400 11,908 12,249 12,399 13,165 13,695 14,504

230 19,374 20,292 21,224 21,598 22,645 24,060

161 456 456 456 508 508 646

150 66 66 0 0 0 0

Subtransmisión 35,763 37,128 38,844 39,627 40,796 42,655

138 1,171 1,176 1,018 1,029 1,051 1,086

115 30,920 32,308 34,151 34,972 36,199 38,048

85 185 185 185 185 186 140

69 3,487 3,459 3,490 3,441 3,360 3,381

Distribución 503,537 516,187 528,107 539,755 554,374 563,061

34.5 55,638 57,135 58,996 60,300 61,756 62,725

23 22,056 22,765 23,323 23,756 24,663 25,826

13.8 219,253 226,922 233,232 239,748 246,304 251,771

6.61 688 600 587 582 572 575

Baja tensión 205,902 208,765 211,969 215,369 221,079 222,164

1 Incluye tensiones de 4.16 y 2.4 kV.

Comisión Federal de ElectricidadTransmisión, transformación y distribución32

P a r a

a t e n-

der de manera eficaz los requerimientos de energía eléctrica de los nuevos clientes, se aplican procesos de

ingeniería con tecnologías de vanguardia que permiten analizar las diferentes opciones disponibles y selec-

cionar las mejores para la institución, tanto técnica como económicamente viables.

Automatización

En 2002 se logró reducir los tiempos de interrupción y el número de usuarios afectados, con lo cual se

minimizaron las pérdidas económicas, especialmente en los sectores comercial e industrial.

Asimismo, mejoró la continuidad en el suministro de energía eléctrica y la calidad en el servicio a los

clientes, al contar con 110 ciudades del país con sistemas automatizados instalados en 3,222 puntos que

p e rmiten aislar fallas.

Capacidad en subestaciones (MVA)

Tipo 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Total 121,636 126,703 134,409 139,519 146,634 155,941

Reductoras 81,154 84,798 92,311 97,501 104,349 112,330

Elevadoras 40,482 41,905 42,098 42,018 42,285 43,611

6.2. Transformación

Como parte complementaria del sistema de transmisión y de su interconexión, la empresa ha re a l i z a d o

actividades que permiten incrementar la capacidad de transformación en subestaciones, de las cuales 72%

son reductoras y 28% elevadoras; como resultado de ello, a finales de 2002 contaba con 155,941

MVA. La tasa de crecimiento con respecto a 2001 fue de 6.4%.

6.3. Distribución

El sistema de distribución está constituido por 605,716 km de líneas de subtransmisión y distribución, y

presenta una tasa de crecimiento anual de 1.8%.

Asimismo, está formado por 1,444 subestaciones de distribución con 36,232 MVA y una tasa de cre c i m i e n t o

anual promedio de 4.5%.

33

35

7.Comercialización

7.1. Compromiso con los clientes

Los compromisos de la CFE en cuanto a la atención a clientes se manifestaron a través de una serie de

medidas para elevar la calidad:

a) Continuó con la instalación de módulos de autoatención, así como de centros de servicios por teléfono y

de atención personal a grandes clientes.

• Al cierre del 2002, operaban 1,152 módulos CFEmáticos, mediante los cuales se realizan más de 1.7 millo-

nes de operaciones mensuales, lo que significa 20.4% de toda la cobranza de la entidad, casi 6 puntos

porcentuales más que durante el año 2001.

• Con 111 Centros de Servicio al Cliente está cubierto el 100% de las áreas urbanas del país, beneficiando

a 60 millones de habitantes, a quienes se les pro p o rciona telefónicamente toda la gama de servicios a los

que tienen acceso en nuestras oficinas, excepto pagos.

• El número telefónico 071 continúa operando en todas las zonas de la República donde la CFE pro p o rc i o n a

el servicio de energía eléctrica. Anualmente se atienden cerca de 20 millones de llamadas.

• La CFE brinda atención personal a 10,500 empresas consideradas como grandes clientes, ofre c i é n d o l e s

todo tipo de servicios de apoyo, consulta y asesoría. Este servicio ha probado su utilidad en casos como

los cambios de tarifa, en los que el personal de la CFE explica ampliamente las re p e rcusiones, dando

opciones para mejorar la administración de la energía.

b) Mejoró la operación del portal de la CFE (www.cfe.gob.mx), el cual cuenta con la más alta tecnología para

p ro p o rcionar diferentes servicios, como la consulta del recibo e historial de consumo de clientes

residenciales, comerciales e industriales; información para proveedores e inversionistas; venta de bienes y

s e rvicios; licitaciones; síntesis informativa y noticias del sector; centro meteorológico; jardín de niños; visita

al Museo Tecnológico; publicaciones de la empresa; leyes y reglamentos, entre otros.

c) Los resultados más relevantes de la encuesta de percepción de 2002 sobre el servicio que se brinda a los

clientes arrojaron una calificación general de 8.1 (sobre 10), lo que la colocó como la entidad de servicios

mejor evaluada, superando a instituciones bancarias, servicios de agua potable, compañía telefónica y

otras. Asimismo, nuestros clientes domésticos, comerciales e industriales calificaron con 83, 84 y 90%,

respectivamente, la honradez de nuestro personal como intachable-buena.

En este año, la empresa conectó el servicio de energía eléctrica al cliente 20 millones, el cual se contrató a

través del servicio de atención telefónica 071 en el estado de Aguascalientes. Llegar al cliente 20 millones

c o n f i rma a la CFE como una de las más grandes empresas eléctricas del mundo; es resultado de 65 años de

trabajo cotidiano para brindar un servicio de calidad a todos sus usuarios y re a f i rma su espíritu de excelencia

y de servicio al cliente.

Esta meta significa que 20 millones de usuarios, aproximadamente 80 millones de mexicanos (en pro m e d i o

existen cuatro personas por usuario), cuentan con energía eléctrica suministrada por la CFE.

7.2. Compromiso de servicio

Además de contar con indicadores de control de gestión para dar seguimiento a diferentes procesos de las

á reas que la integran, la CFE ha establecido 11 compromisos de servicio, cuya finalidad es lograr la mejora

continua y la percepción de ésta por parte del cliente.

Por segundo año consecutivo, las compañías de servicios se concert a ron de manera nacional. Con esto se logró

ofrecer en todo el país el mismo nivel de servicio.

A continuación se pueden observar los compromisos de servicio, con las metas urbanas y rurales establecidas

para el año 2002.

Comisión Federal de ElectricidadComercialización36

Compromisos de servicio

Compromiso Siglas Descripción Unidad Urbano Rural

Tiempo máximo para reestablecer el

s u m i n i s t ro a clientes servidos con

acometida individual en baja tensión


suministro a todos los clientes alimentados

de un sector o área de distribución fallada


suministro a todos los clientes alimentados

de un circuito, o un servicio individual, de

media tensión

Tiempo máximo que un cliente debe

esperar en fila para recibir atención

Tiempo máximo para dar una respuesta

por escrito a una solicitud de suministro

especial o de electrificación

Tiempo máximo para dar una respuesta

por escrito a una solicitud de suministro en

tensiones mayores de 1 kV y menores a

35 kV o a una solicitud de fraccionadores, en

ambos casos para cargas hasta de 500 kVA

Tiempo máximo para conectar nuevos

suministros en tarifas 1 y 2, cuando no es

necesario construir o modificar la red de

distribución

Tiempo máximo para conectar un

suministro en tensiones mayores de 1 kV,

pero menores o iguales a 35 kV, cuando

no es necesario construir o modificar la red

de distribución

Tiempo máximo para dar respuesta a un

cliente que presenta –en la unidad

comercial, el centro de servicios al cliente

o el módulo CFEmático– una

inconformidad por alto consumo

Tiempo máximo para reconectar un

suministro en baja o en media tensión

que fue cortado por falta de pago

Tiempo máximo para la construcción de

obras y conexión de suministros que

requirieron una solicitud especial, en baja

o en media tensión, individual o colectiva,

para cargas hasta de 500 kVA

Reestablecimiento de

suministro individual


suministro sector fuera


suministro en alimentador

de media tensión

Máxima espera en fila

Atención de solicitudes de

suministro para servicios

especiales y electrificación

Atención de solicitudes

de suministro para

servicios en media tensión

y fraccionamientos

Conexión de nuevos

s u m i n i s t ros en tarifas 1 y 2

Conexión de nuevos

suministros en tarifas de

media tensión

Atención de

inconformidades por alto

consumo

Reconexión de servicios

cortados por falta de pago

Construcción de obras y

conexión de suministros

derivados de solicitud de

servicio especial

Horas

Horas

Horas

Minutos

Días

Días

Días

Días

Días

Días

Días

10

4

2

15

10

10

2

3

4

1

30

30

10

6

15

15

15

8

5

5

3

45

RSI

RSS

RSM

MEF

SSE

SMT

CT1

CMT

IAC

RSC

COC

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

37

Porcentaje de cumplimiento nacional

Comisión Federal de ElectricidadComercialización38

7.3. Ventas por tipo de servicio

Durante el periodo, las ventas totales ascendieron a 170,441 GWh, mayores en 2.7% a las registradas en 2001.

Las ventas directas al público ascendieron a 130,971 GWh, superiores en 2.6% a las registradas un año antes,

destacando las ventas a la empresa mediana, que creció 3.6%, seguida por los sectores comercial con 3.5%,

servicios con 2.8%, agrícola con 2.6% y la gran industria con 1.6%.

7.4. Usuarios por tipo de servicio

El número de usuarios se incrementó en 4.6%, donde el sector doméstico participó con 87.8%, seguido del

comercial con 10.4%, el cual alcanzó un crecimiento de 5.1% durante el año.

El sector servicios tuvo una tasa de crecimiento de 6.1% y la empresa mediana, de 8.7%; el número de

usuarios de la gran industria creció de 520 en 2001 a 543 en 2002.

7.5. Comercio exterior y compras nacionales

Las exportaciones alcanzaron un total de 344 GWh, superiores en 26.9.% a las realizadas en 2001, mientras

que las importaciones fueron de 531 GWh, de los cuales 189 GWh le corresponden al Sistema Norte, 311 GWh

a Baja California, 26 GWh al Sistema Noreste y 5 GWh al Noroeste.

En cuanto a compras nacionales, en 2002 éstas tuvieron un incremento de 6.6 veces con respecto a 2001, al

pasar de 3,326 GWh a 22,098 GWh.

7.6. Precio medio global pagado por el usuario

La política tarifaria en 2002 estuvo orientada a compensar insuficiencias presupuestarias. Una serie de

medidas repercutieron en el precio del servicio en diferente grado a los sectores, por lo cual el precio medio

global resultó con un incremento real de 8.8%.

Entre las medidas tarifarias adoptadas figuraron: un incremento de 6% a las tarifas de media y alta tensión;

la introducción de un esquema tarifario especial para los suministros al gobierno federal; la creación de una

tarifa de alto consumo residencial sin subsidio; la reducción de los subsidios a los usuarios residenciales de

consumo medio; la creación de la tarifa 1F para servicio doméstico en localidades con temperaturas medias

de verano de 33 °C o más.

Ventas (GWh)

Tipo de servicio 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Total 135,890 143,308 152,012 163,276 165,943 170,441

Ventas directas al público 104,794 110,711 117,431 125,927 127,593 130,971

Industrial 63,356 66,626 71,078 76,390 75,747 77,763

Empresa mediana 31,107 33,943 36,466 39,422 40,505 41,950

Gran industria 32,249 32,683 34,612 36,968 35,242 35,813

Doméstico 23,824 25,740 27,234 29,711 31,871 32,633

Comercial 6,538 7,077 7,476 8,064 8,518 8,814

Agrícola 7,565 7,648 7,910 7,815 7,376 7,565

Servicios 3,511 3,620 3,733 3,947 4,081 4,196

LFC 31,045 32,520 34,450 37,154 38,079 39,126

Exportación 51 77 131 195 271 344

Usuarios1

Tipo de servicio 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Total 16,498,025 17,173,208 17,863,061 18,682,052 19,529,442 20,420,829

Doméstico 14,571,767 15,144,986 15,753,373 16,450,831 17,165,695 17,933,987

Comercial 1,673,489 1,748,613 1,810,684 1,912,809 2,024,017 2,126,863

Servicios 88,575 105,270 112,283 119,589 127,779 135,586

Industrial 80,098 87,105 96,225 106,553 116,840 127,023

Empresa mediana 79,696 86,678 95,762 106,056 116,320 126,480

Gran industria 402 427 463 497 520 543

Agrícola 84,096 87,234 90,496 92,270 95,111 97,370

1 Al 31 de diciembre.

Comercio exterior y compras nacionales de energía eléctrica (GWh)1

Concepto 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Compras nacionales2 197 126 60 1,350 3,326 22,098

Importaciones 1,512 1,510 655 1,069 327 531

Exportaciones 51 77 131 195 271 344

1 Energía facturada.2 A partir del año 2000 se incluyen a los PEE.

1 No incluye el Impuesto al Valor Agregado (IVA). El precio está deflactado con el Índice Nacional de Precios al Consumidor (INPC). No incluye

exportación ni ventas a LFC.

39

Precio medio al usuario final1

(moneda constante de 2002)

8.Recursos humanos

8.1. Fuerza de trabajo

Al término del año 2002, laboraban en la empresa 80,257 trabajadores, de los cuales 56,248 son perm a n e n t e s ,

con contrato por tiempo indefinido, y 14,971 temporales, que realizan una sustitución o bien ocupan una

plaza en adición a las convenidas. El resto son trabajadores eventuales, contratados principalmente en el áre a

de construcción por obra determinada y suman 9,038.

8.2. Seguridad en el trabajo

El índice de frecuencia de accidentes por cada millón de horas trabajadas tuvo un pequeño incremento, ya

que durante el año pasó de 3.60 a 3.82. También el índice de accidentes por cada 100 trabajadores presenta

una tendencia hacia arriba, pues pasó de 0.7 a 0.8. No obstante, el índice de gravedad tuvo un pequeño

decremento al pasar de 0.684 a 0.644, que se refleja en los días perdidos por cada 1,000 horas trabajadas.

41

Índice de frecuencia

43Comisión Federal de ElectricidadRecursos humanos42

En lo re f e rente a la eliminación, reducción y control de los riesgos en las diversas instalaciones de la CFE

tendientes a disminuir la accidentalidad del personal y evitar pérdidas en las instalaciones y procesos, durante

el periodo de enero a diciembre del 2002 se efectuaron 793 evaluaciones globales del nivel de riesgo, que

superan a las 89 registradas al cierre del 2001 y permiten cumplir con el 100% de las metas establecidas para

el 2002.

De acuerdo con los lineamientos establecidos por la Dirección General de la CFE para que los centros de

trabajo de la institución desarrollaran y organizaran un Sistema de Administración de Seguridad Industrial,

los resultados obtenidos a finales de diciembre del 2002 muestran lo siguiente:

• Avance del 100% en el desarrollo y puesta en marcha del sistema en los diez sitios pilotos programados y

comprometidos para el 2002, que superan en cinco a los alcanzados al cierre del 2001.

• Certificación, ante el Instituto Mexicano de Normalización y Certificación, A.C., de la tercera parte de cinco

c e n t ros y dos áreas de trabajo de la institución, bajo la norma de ”Sistemas de Administración de Seguridad

y Salud en el Trabajo“.

Mediante las acciones de concertación en materia de revisión o elaboración de normativa de seguridad

industrial y protección civil con diversas dependencias del gobierno federal, como las secretarías de Economía,

de Trabajo y Previsión Social y de Gobernación, y el Instituto Nacional de Ecología (INE), así como con las

instancias internas propias de la CFE, se logró cumplir con el 100% de las metas establecidas para el 2002,

valor igual al obtenido al cierre del 2001.

Índice de accidentes

Índice de gravedad

45

9.Programas institucionales

Capacitación

Concepto 2002

Actividades de capacitación 41,195

Participantes en cursos 279,400

Horas de instrucción 1,223,829

Horas hombre CFE1 4,185,393

Horas hombre trabajador2 1,440,914

Total horas hombre 5,626,307

1 Cursos dentro de la jornada de trabajo.2 Cursos fuera de la jornada de trabajo.

9.1. Capacitación

El Programa Institucional de Capacitación, establecido para contribuir a la excelencia en el servicio eléctrico

y al incremento en la productividad institucional, así como para asegurar que la industria eléctrica cuente, en

todo momento, con un capital humano debidamente capacitado y especializado, tiene como líneas de acción:

fomentar la cultura corporativa, favorecer una cultura de calidad a nivel institucional e impulsar la competi-

tividad, así como los conocimientos de los trabajadores a través de la certificación de competencias laborales.

Indicador: Promedio de Días Anuales de Capacitación por Trabajador (DAC).

Meta comprometida para 2002: 8.5 días por trabajador.

Logro: 9.94 días por trabajador.

Convenios de colaboración

Se firm a ron convenios de colaboración con la Universidad Anáhuac y con la Universidad Nacional Autónoma de

México (UNAM), con la finalidad de avanzar en programas de investigación, desarrollo e impartición de cursos.

Se firmó un a d e n d u m al convenio con el Instituto Nacional para la Educación de los Adultos (INEA), con la

finalidad de apoyar la certificación de los trabajadores a nivel de instrucción secundaria de todo el país.

Comisión Federal de ElectricidadProgramas institucionales46 47

Capacitación a distancia

Se inició la capacitación vía Internet a través del sistema e L e a rn i n g y comenzó a operar la pro g r a m a c i ó n

” B a rra Tec“, del Instituto Tecnológico de Estudios Superiores de Monterrey (ITESM), con la finalidad de mejo-

rar las habilidades administrativas, a través de cursos, seminarios y videoconferencias, de mandos medios y

superiores y trabajadores con responsabilidades administrativas.

En esta modalidad se transmitieron 80 eventos a distancia con alcance nacional, con la participación de

7,208 trabajadore s .

Certificación de Competencia Laboral

En materia de certificación de competencia laboral, durante el periodo los trabajadores obtuvieron 24,106 cer-

t ificados, cifra que supera en 100% la meta programada para este año (12,000 certificados), y con la que se

alcanzaron desde el inicio de este programa un total de 53,417 certificados de unidad.

EL Comité de Normalización de Competencia Laboral del Sector Eléctrico aprobó 51 Normas Técnicas de

Competencia Laboral, que se publicaron en el Diario Oficial de la Federación (DOF).

Evaluación del desempeño

La evaluación del desempeño y recompensas a los empleados de la CFE ha contribuido a generar un clima de

p roductividad fortaleciendo la calidad en la prestación del servicio a nuestros clientes. Por tal motivo, la

e m p resa y el sindicato continúan re f o rzando los mecanismos establecidos a partir del Convenio de

Productividad de 1992.

Los resultados obtenidos en 2002 arro j a ron un cumplimiento de 89.6% de los centros de trabajo ubicados en

oficinas nacionales y en áreas foráneas.

9.2. Calidad total

Certificación ISO 9000

Durante el 2002, se cert i f i c a ron 40 centros de trabajo, que sumados a los 258 de 2001, dan un total de 298

(84.4%) centros certificados de una cifra inicial contemplada en 353. Con ello se cumple con la meta

sobresaliente establecida para 2002 con la Presidencia de la República.

Implantación del Programa Institucional de Calidad Total (PICT)

Respecto a la implantación del PICT dentro de la CFE, que en 2001 obtuvo una calificación de 379 puntos, en

2002 se alcanzaron 411 puntos, cumpliendo con la meta de 410 puntos.

Certificación ISO 14000

Durante 2002, se obtuvo la certificación de 13 centros de trabajo, que aunados a los 24 centros cert i f i c a d o s

hasta 2001, dan un total de 37 centros certificados, cumpliendo con la meta de 31 centros.

Certificaciones ISO de la Central Nuclear de Laguna Verde (CNLV)

La re c e rtificación del sistema de administración ambiental se obtuvo en febre ro del 2002, y a partir de

esa fecha se realizó una auditoría en julio del 2002, lográndose la aprobación del mantenimiento

correspondiente a la certificación.

Premio a la Calidad de la CFE

En el año 2002, las áreas ganadoras fueron: el Área de Control Norte, la Zona de Distribución La Piedad y la

Subárea de Control Puebla-Tlaxcala.

Red de calidad del gobierno federal

La CFE participa activamente como entidad coordinadora de la red de calidad del gobierno federal, apoyando

y asesorando a las dependencias del Ejecutivo federal en la implantación de su sistema de Gestión de Calidad

ISO 9001:2000 y en la preparación de la guía de evaluación para efectuar el autodiagnóstico en la implantación

del modelo de innovación y calidad y apoyo en la planeación del reconocimiento a la calidad INTRAGOB.

9.3. Electrificación rural

En el periodo, se realizó la electrificación de 786 poblados rurales y 342 colonias populares, para beneficio de

159,796 habitantes que residen en 31,959 hogares. Se instalaron 18,177 postes en redes y se constru y e ro n

484 k i l ó m e t ros de líneas de distribución. También se electrificó un pozo de riego agrícola para aumentar la

producción de cuatro hectáreas. La inversión ejercida en estas obras fue de 311 millones de pesos.

9.4. Protección ambiental

La CFE, en conformidad con los objetivos y estrategias del Plan Nacional de Desarrollo (PND), realizó durante

el año las siguientes acciones de protección ambiental:

• Obtuvo la certificación del sistema de gestión ambiental ISO 14001 de 13 centros de trabajo: CT Punta Prieta,

CT Dos Bocas, CT San Jerónimo y CT Juan de Dios Bátiz; CTG Monclova-Esperanzas, CTG Monterre y, CTG

Nuevo Laredo y CTG Chihuahua; CH Falcón y CH La Amistad; Áreas de Transmisión y Tr a n s f o rmación Sure s t e

y Oriente, y la Gerencia de Protección Ambiental.

• Se cert i f i c a ron las siguientes cinco centrales de generación como Industria Limpia: CC Dos Bocas, CT Felipe

C a rrillo Puerto, CT Ing. Juan de Dios Bátiz Paredes, CT Villa de Reyes y el Campo Geotérmico Cerro Prieto.

Con lo anterior, la CFE cuenta con 13 certificados como Industria Limpia de 33 instalaciones participantes en

el Programa Nacional de Auditorías Ambientales que coordina la Procuraduría Federal de Protección al

Ambiente (PROFEPA).

Electrificación rural (incrementos anuales)

Concepto 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Poblados rurales 1,619 1,587 958 967 778 786

Colonias populares 730 580 378 440 469 342

Habitantes beneficiados 578,794 499,341 276,731 292,843 246,290 159,796

Hogares servidos 115,759 99,868 55,346 58,569 49,258 31,959

Postes instalados 48,132 41,371 26,428 24,764 18,689 18,177

Longitudes de líneas (km) 1,702 1,611 1,065 964 779 484

Pozos para riego agrícola 429 185 1 4 1 1

Hectáreas de riego 6,083 2,834 20 44 10 4

Inversión (miles de $) 480,783 476,915 376,953 416,304 408,537 310,587


• Para las centrales CT Guaymas I y CG Cerro Prieto fueron elaborados dos estudios de dispersión de

contaminantes.

• Se realizaron 175 visitas de verificación ambiental interna a igual número de instalaciones y obras eléctric -

as de las subdirecciones de Transmisión, Tr a n s f o rmación y Control, Distribución, Construcción y Generación,

así como a la CNLV, con el fin de verificar el cumplimiento del marco jurídico ambiental, dar una orientación

adecuada al presupuesto de estas instalaciones para su regularización en materia ambiental y para reducir

o, en su caso, eliminar observaciones y sanciones de la autoridad ambiental.

• En cuanto al manejo de residuos peligrosos, se elaboraron las bases de licitación para la contratación de

s e rvicios de eliminación de los bifenilos policlorados (askareles) que se tienen re s g u a rdados en diversos

almacenes de la CFE.

• Durante el año 2002 la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) autorizó la

incineración de 32,800 litros por año de aceites gastados en dos centrales termoeléctricas, cantidad que

sumada a la autorizada en el periodo 1999-2001 para otras tres centrales, da un total acumulado de

5,032,800 litros por año.

• La CFE al considerar necesaria la interrelación entre sociedad, economía y ambiente, decidió incorporar el

criterio de desarrollo sustentable en todos sus procesos y actividades a través de su propio Plan Estratégico

Institucional de Desarrollo Sustentable (PEIDES). Al respecto se elaboró el borrador de dicho Plan y se

c o n f o rmó un comité institucional integrado por las subdirecciones de Construcción, Generación,

P rogramación, Transmisión, Tr a n s f o rmación y Control, y Desarrollo de Proyectos de Inversión Financiada, así

como por las gerencias de Desarrollo Social, Centrales Nucleoeléctricas, Laboratorio de Pruebas Eléctricas y

Materiales (LAPEM) y Proyectos Geotermo-eléctricos.

• En cuanto a la gestión ambiental de proyectos de la CFE ante la SEMARNAT, se logró la autorización en

materia de impacto o riesgo ambiental de 28 proyectos; la reconsideración de condicionantes ambientales

para 18 proyectos; la obtención de la revalidación de la autorización de impacto ambiental de nueve

p royectos; y la exención del trámite de evaluación en materia de impacto ambiental de otros nueve pro y e c t o s .

9.5. Ahorro de energía

Durante el año, la CFE continuó con las acciones de ahorro de energía eléctrica en sus instalaciones y con

los usuarios del servició eléctrico. En este último caso, la empresa contó con el apoyo del Fideicomiso para

el Ahorro de Energía Eléctrica (FIDE) y del Programa de Ahorro Sistemático Integral (ASI) impulsado por el

Fideicomiso para el Aislamiento Térmico (FIPAT E R M ) .

Las acciones de ahorro de energía dirigidas al sector doméstico tuvieron un importante impulso con el

establecimiento del Comité Central del FIPATERM y de Subcomités Regionales en las Divisiones de Distribución:

Golfo Norte, Norte, Noroeste y Sureste, que se suman al FIPATERM de Baja Californ i a .

• Programas intern o s . F u e ron terminados cuatro proyectos con aplicación de medidas de ahorro de energ í a

eléctrica en centrales termoeléctricas, uno de ellos en usos propios; tres de aire acondicionado en salas de

c o n t rol; y otros dos más en inmuebles de distribución. Con los anteriores, a la fecha se han efectuado

31 proyectos, de los cuales nueve corresponden a sistemas motrices en centrales y 22 a edificios de oficinas

de la empresa. Además, se instauró el Programa Institucional de Ahorro de Energía dirigido a edificios de la

e m p resa, para lo cual se realizó un censo de cargas de aire acondicionado y alumbrado en 2,455 inmuebles.

• Instalaciones de los usuarios del sector productivo y social. Las acciones realizadas con el apoyo del FIDE

permitieron concluir 331 proyectos, de los cuales 112 corresponden a industrias, 50 a comercios y servicios,

29 a servicios municipales y 140 a establecimientos de la pequeña y mediana empresa. Con éstos, el total de

proyectos realizados asciende a 2,079.

• Sector doméstico. Se comerc i a l i z a ron directamente 1.4 millones de lámparas ahorradoras por parte del FIDE

y 66 mil por parte del FIPATERM. Adicionalmente, impulsado por el Proyecto ASI, el comercio establecido

vendió 2.6 millones de lámparas, donde los usuarios tuvieron una bonificación por parte de la CFE. Con lo

señalado, a la fecha se han reemplazado 12.7 millones de unidades.

Con el Programa ASI fueron aisladas térmicamente 4,643 casas, con lo cual se tiene un total de 78,676 vivien-

das beneficiadas. Otras acciones comprenden el reemplazo de 20,045 equipos de aire acondicionado

obsoletos, 18,205 de ellos por el Programa ASI y 1,840 por el FIDE. A la fecha, el número de equipos

reemplazados asciende a 39,154. También por medio de las divisiones de distribución, del Programa ASI y del

FIDE, se efectuaron 90,738 diagnósticos energéticos en viviendas, que sumados a los anteriores alcanzan la

cifra de 108,706.

• Horario de verano. Con esta medida, que estuvo vigente del 7 de abril al 27 de octubre, se lograro n

obtener ahorros de 1,118 GWh en consumo y 900 MW en potencia. El Programa de Ahorro de Energía del

Sector Eléctrico (PAESE) y el FIDE part i c i p a ron en la difusión de los beneficios y la evaluación de los re s u l t a d o s

de ahorro que conlleva el cambio de horario.

• Sector agro p e c u a r i o . Las acciones coordinadas por la Comisión Nacional del Agua (CNA) perm i t i e ron la

rehabilitación de 986 sistemas de bombeo agrícola para reducir el consumo eléctrico. A la fecha se han

rehabilitado 13,610 instalaciones.

• Pro m o c i ó n . En el periodo se realizó el 11º Certamen del Premio Nacional de Ahorro de Energía Eléctrica,

evento en el que la CFE hace un reconocimiento a las empresas e instituciones que destacan en la materia.

Asimismo, el FIDE imprimió y distribuyó 7.4 millones de diversos materiales sobre el tema. En form a

acumulada la suma llega a cerca de 58 millones de impresos.

• Norm a l i z a c i ó n . Junto con el PAESE, el FIDE participó en los Comités Consultivos Nacionales de Norm a l i z a c i ó n

para la Pre s e rvación y Uso Racional de los Recursos Energéticos (CCNNPURRE) y de Instalaciones Eléctricas

(CCNNIE), que desarrollan normas para impulsar el ahorro y uso eficiente de la energía. Por otra parte, el

Fideicomiso otorgó el Sello FIDE para identificar equipos ahorradores de energía eléctrica a 1,754 modelos

de equipos pertenecientes a 24 empresas.

• Formación de una cultura de ahorro de energía en la población infantil. Se impart i e ron 377 talleres de

capacitación sobre el tema del ahorro y uso eficiente de energía eléctrica a 12,716 maestros de primaria

y secundaria, quienes atienden a una población de 680,000 alumnos. Con lo anterior, desde el inicio del

p rograma, puesto en marcha en 1998, a la fecha se han impartido 1,331 talleres en 26 estados de la

República, en los que han intervenido 37,019 maestro s .

• Ahorros obtenidos. Gracias a los programas y proyectos impulsados, se estima que los ahorros ascendieron

a 3,024 GWh en consumo y a 1,030 MW en demanda, adicionales a los obtenidos por el horario de verano

durante el año.

9.6. Desconcentración y modernización del abastecimiento

Adquisiciones, arrendamientos y servicios

En apego al marco jurídico y de acuerdo con los procedimientos establecidos en la Ley de Adquisiciones,

A rrendamientos y Servicios del Sector Público (LAASSP) y su Reglamento, la CFE realizó contrataciones por

15,643.6 millones de pesos.

De acuerdo con la Normativa, se mantuvo la política de favorecer a la industria nacional, adjudicando a

p ro v e e d o res mexicanos un total de 11,233 millones de pesos que re p resentan 72%; el 28% restante, que

equivale a 4,410 millones de pesos, fue para proveedores extranjeros.


Eficiencia en la ejecución de licitaciones

En materia de adquisiciones, arrendamientos y servicios, la Gerencia de Abastecimientos requirió de un

p romedio de 52 días en los procesos de licitación, lo que significa 31% menos del tiempo establecido en la

LAASSP, que marca hasta 75 días para la licitación nacional y 80 días para la internacional.

Respecto a las áreas regionales que llevan a cabo contrataciones, el promedio de días requeridos entre la

fecha de la publicación de la convocatoria y la fecha de entrega del contrato al proveedor fue de 47, es decir,

37% menor al establecido en la Ley.

Transparencia en el abastecimiento

La CFE obtuvo el reconocimiento INNOVA por el programa ”Modernización y Calidad en el Proceso de

Abastecimiento“, el cual tiene como prácticas fundamentales la revisión previa de bases de licitación por los

posibles pro v e e d o res, la participación de testigos sociales que dan testimonio de la legalidad y transpare n c i a

de los procesos de adquisición, la revisión electrónica de licitaciones a nivel nacional, la publicación de

todas las licitaciones y su historial, la conformación de un banco de precios de re f e rencia, la suscripción

de pactos de integridad por los participantes, el testimonio electrónico de los actos de contratación y la

profesionalización de los servidores públicos.

Por lo que concierne al organismo Tr a n s p a rencia Mexicana, A.C., en 2002 participó de forma constante en las

d i f e rentes etapas de los procesos de contratación del Programa Integral de Aseguramiento de Bienes 2002-

2003 y de un despacho de consultoría de seguros, lo cual confirmó la integridad y transparencia con que se

verificaron estos eventos.

Para re f o rzar las estrategias en materia de transparencia, la CFE y la Fundación Heberto Castillo Mart í n e z ,

A.C., suscribieron un convenio de colaboración para intervenir como testigos sociales en los pro c e d i m i e n t o s

de contratación de bienes, arrendamientos, servicios y obra pública.

Desarrollo de proveedores

En 2002, los centros regionales efectuaron 71.9% de las adquisiciones, arrendamientos y servicios, en tanto

que en la Ciudad de México, la Gerencia de Abastecimientos realizó el 28.1% restante.

En apoyo a las micro, pequeñas y medianas empresas, en el año 2002, la CFE adquirió bienes, arre n d a m i e n t o s

y servicios por 1,394 millones de pesos, monto que supera en 8.5% a lo dispuesto en la regla novena del

" A c u e rdo mediante el cual se dan a conocer las reglas en materia de compras del sector público para la

p a rticipación de las micro, pequeñas y medianas empresas; para las re s e rvas del Tratado de Libre Comerc i o

de América del Norte, y para la determinación del grado de integración nacional", publicado en el DOF el

24 de noviembre de 1994.

Con objeto de fortalecer a las micro, pequeñas y medianas empresas, la CFE promueve perm a n e n t e m e n t e

la incorporación de nuevos pro v e e d o res, pro p o rcionándoles información sobre la manera de venderle a l a

e m p resa, los centros compradores del organismo, los productos que re q u i e ren prueba de laboratorio, los

s e rvicios que pro p o rciona el LAPEM de la CFE y los programas de apoyo para pro v e e d o res derivados de

convenios suscritos con Nacional Financiera (NAFIN), así como sobre los cursos para pro v e e d o res que

o f rece la CFE.

9.7. Transparencia, rendición de cuentas y acceso a la información pública

Programa de transparencia

El objetivo de este programa es impulsar una gestión pública más eficaz, eficiente, transparente, honesta y

participativa.

Para su cumplimiento se gestiona y promueve la transparencia en apego a la legalidad de todos los procesos

en la función pública de la entidad, la generación de confianza de la sociedad en los serv i d o res públicos, así

como el compromiso con la eficiencia y la excelencia en el servicio al cliente. Los procesos que atiende el

programa son:

• Adquisiciones.

• Almacenes e Inventarios.

• Atención al Público.

• Obra Pública.

Creación de la Unidad para la Transparencia (UT)

Con la finalidad de sistematizar y dar seguimiento puntual al Programa de Tr a n s p a rencia Institucional, el

16 de abril, la H. Junta de Gobierno de la CFE autorizó la creación de la UT, con un criterio de austeridad y

Nota: No incluye la adquisición de combustibles para centrales generadoras, excepto carbón mineral.

Resumen gráfico de las adquisiciones, arrendamientos y servicios en el año 2002


9.8. Informática y telecomunicaciones

Videoconferencias

La CFE Continuó utilizando los equipos de videoconferencia, tanto para agilizar la toma de decisiones y contribuir

al intercambio de opiniones entre las diferentes áreas de la empresa como para la capacitación a distancia.

Desarrollo Informático

El Instituto Nacional de Estadística, Geografía e Informática (INEGI) y la Oficina de la Presidencia para la

Innovación Gubernamental (OPIG) pro m o v i e ron, en todas las dependencias y entidades de la Administración

Pública Federal, el desarrollo de la planeación estratégica de Tecnologías de Información mediante la

instrumentación del Sistema de Administración Estratégica de Tecnologías de Información (SAETI).

Para lograr tal objetivo, se apoyan en herramientas digitales denominadas Digital Aligment Strategi

G o v e rment (”DAS-G“), la cual está enfocada a la planeación estratégica, y Digital Strategi of Inform a t i o n

Tecnology (”DAS-IT“), a través de la cual se instrumenta el Programa Institucional de Desarrollo Inform á-

tico (PIDI).

Durante el año 2002 se re a l i z a ron las siguientes acciones relevantes: personal de todas las áreas asistió a los

t a l l e res de capacitación sobre la metodología y el uso de la herramienta ”DAS-IT“; la información fue

capturada directamente por cada una de las áreas detallando sus proyectos de TI; se entregó al INEGI el 2 de

d i c i e m b re de 2002 la versión impresa del Programa Institucional de Desarrollo Informático de la CFE para el

ejercicio presupuestal de 2003.

Apoyos informáticos

La puesta en operación de los equipos de videoconferencia ha facilitado la comunicación desde distintas

regiones, agilizando la toma de decisiones y contribuyendo a la retroalimentación entre las diferentes áreas

de la empresa. Los equipos de videoconferencia también se han utilizado para la capacitación a distancia. El

uso de estos equipos ha sido tan eficiente, que el Presidente de la República ha podido inaugurar simultánea-

mente varias centrales eléctricas ubicadas en distintos estados del país.

disciplina presupuestal, a efecto de no crear impactos en el presupuesto.

En la CFE, la transparencia es un compromiso. Es por ello que el Comité de Directores aprobó durante el año

diversos acuerdos que han impulsado el desarrollo del Programa de Transparencia, entre los que destacan:

• El tema de transparencia forma parte de la agenda permanente del Comité.

• El establecimiento de un Grupo de Enlace Institucional para la Transparencia.

• La creación de la Comisión de Reconocimiento a la Integridad en Transparencia.

• El Código de Conducta de la CFE.

• El re p o rte de los avances del Programa en los Consejos de Evaluación de Resultados de la entidad, entre otro s .

• Publicación de la gaceta informativa electrónica ”Tr a n s p a rencia Informa“, que se envía en forma mensual

a través de correo electrónico a 28,000 trabajadores.

El Programa de Tr a n s p a rencia logró un avance de resultados de 96.3% con relación a las metas compro m e t i d a s

en sus cuatro procesos.

Creación de la Unidad de Enlace para la Información Pública (UEIP)

La Ley Federal de Tr a n s p a rencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental contempla el derecho de

toda persona a acceder a la información en poder del Estado y, para el efecto, establece la obligatoriedad

de las dependencias y entidades para la creación y operación de una Unidad de Enlace.

La creación de la UEIP se da en cumplimiento a esta Ley, dentro de un contexto de transparencia y apert u r a

a la información.

Para la CFE es una necesidad que la información institucional esté al alcance de todos los interesados.

Con el fin de atender las disposiciones establecidas en la Ley, en la CFE se llevaron a cabo diversas acciones

durante 2002:

• El 25 de junio se designó a la Dirección de Administración como la instancia responsable de la Unidad

de Enlace.

• Se cumplió de manera anticipada con la instrucción de publicar en el portal de la CFE la información que se

enmarca en el artículo 7 de la Ley.

• El 12 de noviembre se instaló el Comité de Información de la entidad, integrado conforme a la Ley por el

D i rector de Administración y los titulares del Órgano Interno de Control y de la Unidad de Enlace para la

I n f o rmación Pública, así como por los titulares de cada una de las Unidades Administrativas en calidad de

asesores del Comité.

• En el mes de diciembre se formalizó mediante acuerdo de la H. Junta de Gobierno la creación de la Unidad

de Enlace para la Información Pública.

• El domicilio oficial de la Unidad de Enlace para la Información Pública es Melchor Ocampo, número 469,

planta baja, colonia Anzures, delegación Miguel Hidalgo, C.P. 11560, Distrito Federal.

En cuanto al trabajo interno, se llevó a cabo la selección del acervo documental de la CFE, el cual constituye

la agenda temática sustantiva y adjetiva que permite y guía el proceso de compilación documental, así como

su revisión y actualización periódica, para el seguimiento y control de la gestión administrativa y operativa

que dé atención de manera inmediata a las solicitudes de información que presenten los particulares.

Es relevante informar que durante 2002, la CFE participó en diversas reuniones convocadas por el Comité de

Acceso a la Información del Sector Energía, en las que se convinieron directrices para el cumplimiento de la

Ley y su seguimiento.

Comisión Federal de ElectricidadProgramas institucionales54

9.9. Sistemas informáticos en la gestión administrativa

Normateca en línea

En el marco del programa de mejora regulatoria y con el fin de agilizar y dar transparencia a la gestión

interna de la CFE, se puso en marcha la normateca en línea, herramienta informática en la que se encuentra

integrada toda la normativa interna vigente en la CFE (manuales de organización, manuales de pro c e-

dimientos, instructivos, formatos, circ u l a res y otras disposiciones administrativas), disponible para que todo

el personal de la CFE pueda consultarla vía Intranet.

Control de Gestión con Firma Electrónica

Con base en el modelo estratégico para la innovación gubernamental y en particular orientado hacia la

mejora de la capacidad y la velocidad de respuesta estratégica de la CFE, en el mes de diciembre se concluyó

la implantación del Sistema de Control de Gestión con Firma Electrónica. El sistema permite realizar la gestión

documental en la asignación, seguimiento y control de tareas que re q u i e re la alta dirección; además se

complementó con la firma electrónica que permite autorizar los documentos administrativos bajo un

esquema de seguridad y confiabilidad.

Banco de información sobre normativa en el sector

Se celebró un convenio específico de colaboración con el Instituto de Investigaciones Jurídicas de la UNAM

para actualizar la base de datos del sistema informático de consulta denominado ”CFE-JURE“, con el

p ropósito de ofrecer a las áreas de la CFE una herramienta de acceso a modelos de contratos, convenios y

fianzas, legislación y jurisprudencia actualizada de aplicación en el sector eléctrico.

Jurismática

Se mejoró el sistema de seguimiento y control de juicios y procedimientos legales a nivel nacional

denominado jurismática, el cual hasta diciembre del 2002 tenía capturados 17,050 asuntos y permitió una

mayor intervención de la Coordinación de Asuntos Jurídicos en aquéllos de mayor relevancia.

Banco de información de derechos inmobiliarios

Se concluyó el banco de información de derechos inmobiliarios, centro de consulta a la base de datos con la

posibilidad de emisión de re p o rtes y herramientas para la elaboración de presupuestos de adquisición de

derechos inmobiliarios, el cual se encuentra disponible vía Intranet para servicios de las áreas de la CFE.

Sistema Integral de Recursos Humanos (SIRH)

Este Sistema, cuyo objetivo es administrar de manera eficiente los recursos humanos, se encuentra operando

en todos los centros de trabajo de la CFE en forma descentralizada. El SIRH fue desarrollado por un gru p o

i n t e rdisciplinario de la plantilla laboral que combinó la experiencia en el negocio y la habilidad de aplicar las

tecnologías en materia de capital humano. Sus ventajas son:

• Reducir al mínimo de tiempo la consolidación de información.

• Disminuir errores de factor humano.

• Ahorrar en recursos materiales.

• Reducir el tiempo extra para los trabajadores involucrados en el proceso.

• Definir y explotar indicadores confiables en materia de recursos humanos.

• Establecer formatos homogéneos en los reportes.

• Determinar mecanismos de análisis y justificación del crecimiento del capital humano.

• Ser fuente única, confiable y consistente de información a nivel nacional.

Sistema de Información Estadística de Personal (SIEP)

EL SIEP se orienta a pro p o rcionar información en materia de recursos humanos a escala nacional a través de

los re p o rtes que se han homologado en la CFE. Éstos se encuentran en el re p o rte de recursos humanos y los

55

definidos para la fuerza de trabajo, que contiene la información de todo el país.

La información consolidada se presenta en forma de reportes mediante un sitio Web, que puede ser visitado

a través de un navegador vía Intranet de la CFE.

En la siguiente figura se muestra el funcionamiento general del mecanismo de concentración. La inform a c i ó n

se consolida en oficinas nacionales, donde se almacena y se organiza para ser publicada en el sitio Web.

El proceso descrito anteriormente señala la forma en que la CFE soluciona el problema de disponibilidad de

i n f o rmación precisa y oportuna en el ámbito de recursos humanos para apoyar a los directivos y a la alta

gerencia en la toma de decisiones.

Este instrumento re p resenta un avance en la administración del capital humano de la empresa e incorpora

57

10.1. Productividad laboral

El crecimiento de personal de operación pasó de 2.09% a 2.85%. Los usuarios por trabajador de operación se

i n c re m e n t a ron en 1.7%; las ventas por trabajador de operación disminuyeron ligeramente en 0.09%; la

capacidad instalada por trabajador de generación fue superior en 1.49%; las líneas de transmisión por

trabajador aumentaron en 7.1%; y los usuarios por trabajador de distribución pre s e n t a ron un incre m e n t o

de 0.82%.

Productividad laboral

Indicador Unidades 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Crecimiento de personal % 1.83 1.18 0.85 1.13 2.09 2.85

de operación

Usuarios por trabajador Usuarios / trabajador 285.49 293.92 302.64 312.81 320.28 325.70

de operación

Ventas por trabajador GWh / trabajador 1.853 1.933 2.035 2.158 2.148 2.146

de operación

Capacidad instalada por MW / trabajador 1.98 1.97 1.99 1.98 2.01 2.04

trabajador en generación

Líneas de transmisión por km / trabajador 44.76 46.82 47.54 46.37 48.78 52.23

trabajador de líneas

de transmisión

Usuarios por trabajador Usuarios / trabajador 479.77 490.59 509.14 528.59 537.45 541.86

de distribución

10.Indicadores de gestión

Comisión Federal de ElectricidadIndicadores de gestión58 59

10.2. Eficiencia operativa

La disponibilidad de las centrales termoeléctricas base durante el periodo presentó una disminución de

4.5 puntos porcentuales con respecto al resultado del año anterior; mientras que las centrales hidro e l é c t r i ca s

t u v i e ron un comportamiento desfavorable de 1.88 puntos porcentuales respecto al mismo periodo. La efi-

ciencia térmica se mantuvo en 34.84%.

Las pérdidas de energía observan una mejoría de 0.51 puntos porcentuales respecto del mismo periodo del

año anterior, al pasar de 10.76% a 10.25%.

10.3. Calidad del servicio

El tiempo de interrupción por usuario (TIU) resultante fue de 472.03 minutos, que incluye las afectaciones por

los huracanes E l i d a, I s i d o ro y K e n n a durante los meses de julio, septiembre y octubre; la tormenta tro p i c a l

J u l i o en el mes de septiembre; las trombas con fuertes vientos y lluvias en los meses de abril, mayo, junio y

agosto; un frente frío que generó el efecto de norte con vientos ciclónicos en el mes de febre ro; y por último

el robo de conductor que se registró en el mes de julio. Sin considerar estos fenómenos, el TIU de 2002 re s u l t ó

de 124.42 minutos, que comparado con el de 2001, que fue de 127.97 minutos, refleja una disminución de

3.55 minutos.

Las inconformidades por cada 1,000 usuarios re g i s t r a ron una mejoría al pasar de 4.53 en 2001 a 4.23 en 2002.

El plazo de conexión a nuevos usuarios alcanzó un valor de 1.18 días al cierre de 2002.

10.4. Administrativo financieros

La relación de gastos administrativos entre productos de explotación presentó una importante mejoría de

2.49 puntos porcentuales. La cobertura de inventarios tuvo un resultado favorable en 20.1%, al disminuir

de 32.00 a 25.55 meses.

El indicador de crecimiento de personal de oficinas nacionales presentó un ligero incremento de 2.40 p u n t o s

p o rcentuales con relación al registrado en 2001; sin embargo, se considera que este crecimiento es aceptable

en función de las modificaciones registradas en la empresa.

Administrativo financieros


Gastos de servicios administrativos/ % 5.30 5.36 6.88 5.88 8.22 5.73

productos de explotación

Cobertura de inventarios en meses 25.89 28.13 30.31 30.93 32.00 25.55

almacenes de operación

Crecimiento de personal en % 1.10 0.88 1.40 0.59 1.28 3.68

el corporativo

Calidad del servicio


Tiempo de interrupción Minutos / usuarios 235.59 224.80 230.13 138.01 151.80 472.03

por usuario1

Tiempo de interrupción Minutos / usuarios 169.00 160.00 139.00 128.76 127.97 124.42

por usuario

Inconformidades por 1,000 Promedio Inc. / 1,000 5.84 5.34 5.24 4.92 4.53 4.23

usuarios-mes usuarios / mes

Plazo de conexión a Días 1.60 1.40 1.29 1.30 1.22 1.18

nuevos usuarios

1 Incluye terremotos y meteoros.

Eficiencia operativa (%)

Indicador 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Disponibilidad promedio central 84.70 83.79 84.56 82.80 83.18 78.68

termoeléctrica base

Disponibilidad promedio central 80.90 86.09 83.96 89.01 91.18 89.30

hidroeléctrica

Eficiencia térmica central 35.28 35.30 35.32 35.08 34.84 34.84

termoeléctrica base

Pérdidas de energía1 10.63 10.67 10.97 10.60 10.76 10.25

1 Los porcentajes están referidos a la energía neta recibida de generación y considera procesos de transmisión, transformación y distribución, así como los ciclos de facturación.

61

Dictamende los auditores independientes

A la Secretaría de la Contraloría y Desarrollo

Administrativo

A la Junta de Gobierno de Comisión Federal de

Electricidad:

Hemos examinado el balance general de Comisión Fede-

ral de Electricidad (Organismo Público Descentralizado

del Gobierno Federal) ("el Organismo") al 31 de diciem-

b re de 2002 y los estados de resultados, de variaciones en

el patrimonio y de cambios en la situación financiera que

le son relativos, por el año que terminó en esa fecha (en

miles de pesos de poder adquisitivo del 31 de diciembre

de 2002). Dichos estados financieros son re s p o n s a b i l i d a d

de la administración del Organismo. Nuestra re s p o n s ab i-

lidad consiste en expresar una opinión sobre los mismos

con base en nuestra auditoría. Los estados financieros del

O rganismo al 31 de diciembre de 2001 y por el año que

t e rminó en esa fecha, fueron examinados por otros audi-

t o res, quienes en su Dictamen fechado el 20 de marzo de

2002, expre s a ron una opinión sin salvedades, antes de la

re f o rmulación de los estados financieros que se men-

ciona en el tercer párr a f o .

N u e s t ro examen fue realizado de acuerdo con las norm a s

de auditoría generalmente aceptadas en México, las cua-

les re q u i e ren que la auditoría sea planeada y realizada de

tal manera que permita obtener una seguridad razonable

de que los estados financieros no contienen erro res im-

p o rtantes, y de que están preparados de acuerdo con los

principios de contabilidad generalmente aceptados en

México. La auditoría consiste en el examen, con base

en p ruebas selectivas, de la evidencia que soporta las

cifras y revelaciones de los estados financieros; asimismo,

incluye la evaluación de los principios de contabilidad

utilizados, de las estimaciones significativas efectuadas

por la administración y de la presentación de los estados

f i n a n c i e ros tomados en su conjunto. Consideramos que

n u e s t ro examen pro p o rciona una base razonable para

sustentar nuestra opinión.

Como se menciona en la Nota 3 a los estados financie-

ros, por separado se han preparado y emitido estados

f i n a n c i e ros para ser utilizados en la formulación e inte-

gración de la Cuenta de la Hacienda Pública Federal. Hasta

el 31 de diciembre de 2001, el Organismo había adopta-

do lo establecido por la Norma de Información Financiera

09 A, "Norma para el Tratamiento Contable de las Inver-

siones en Proyectos de Infraestructura Productiva de Lar-

go Plazo (PIDIREGAS)", emitida conjuntamente por las

S e c retarías de Hacienda y Crédito Público y de la Contra-

loría y Desarrollo Administrativo, la cual se relaciona en la

Ley General de Deuda Pública (Art. 18) y la Ley de Pre-

supuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal (Art. 30),

y establece ciertas reglas contables para el tratamiento de

las inversiones y de los pasivos a los que la norma se re-

f i e re. Mediante dichas reglas, el Organismo tenía re g i s t r a d o

el pasivo correspondiente al vencimiento del año corr i e n-

te y del año siguiente, reconociendo el activo por el mis-

mo monto, y se informaba en cuentas de orden el activo

y el pasivo cuyo re g i s t ro se difería a años subsecuentes.

Los principios de contabilidad generalmente aceptados

en México re q u i e ren el reconocimiento contable del total

de las inversiones realizadas y de los pasivos contraídos.

Consecuentemente, el Organismo, con el objeto de re f l e-

jar las inversiones realizadas y los pasivos contraídos y

contar con mejor información financiera, a partir del 1 de

e n e ro de 2002 reconoce en los estados financieros que se

acompañan, los activos y pasivos diferidos antes descritos,

teniendo principalmente como resultado un incre m e n t o

en plantas, instalaciones y equipo por $30,565,601, y en

pasivos a largo plazo por el mismo monto. Asimismo, los

estados financieros del año anterior, han sido re f o rm u l a-

dos y estructurados para lograr su comparabilidad con los

del año que terminó el 31 de diciembre de 2002.

En nuestra opinión, los estados financieros antes men-

cionados presentan razonablemente, en todos los as-

pectos importantes, la situación financiera de Comisión

Federal de Electricidad al 31 de diciembre de 2002, y los

resultados de sus operaciones, las variaciones en su pa-

trimonio y los cambios en la situación financiera, por el

año que terminó en esa fecha, de conformidad con los

principios de contabilidad generalmente aceptados en

México.

Galaz, Yamazaki, Ruiz Urquiza, SC

CPC Arturo García Bello

20 de marzo de 2003

Comisión Federal de ElectricidadAnexos62

Comisión Federal de Electricidad (Organismo Público Descentralizado del Gobierno Federal)

Balances generalesal 31 de diciembre de 2002 y 2001(En miles de pesos de poder adquisitivo del 31 de diciembre de 2002)

Pasivo y patrimonio 2002 2001

Pasivo:

Porción circulante de la deuda documentada (Nota 11) $ 3,230,396 $ 7,025,550

Porción circulante del arrendamiento de plantas,

instalaciones, equipos y PIDIREGAS (Nota 10) 8,860,236 4,648,136

Proveedores y contratistas 9,147,754 10,125,313

Impuesto al valor agregado por pagar 879,546 -

Impuestos y derechos por pagar (Nota 9) 1,685,796 1,676,633

Otras cuentas por pagar y pasivos acumulados 3,248,196 3,647,921

Depósitos de usuarios y contratistas 3,216,349 2,632,207

Total del pasivo circulante 30,268,273 29,755,760

Deuda documentada (Nota 11) 17,623,092 14,175,333

Arrendamiento de plantas, instalaciones, equipos y

PIDIREGAS (Nota 10) 39,184,603 38,898,391

Otros pasivos a largo plazo (Nota 3g) 797,371 672,772

Obligaciones laborales al retiro (Nota 12) 123,261,244 86,020,033

Total del pasivo 211,134,583 169,522,289

Patrimonio (Nota 14):

Patrimonio acumulado 376,267,981 397,210,778

Aportaciones recibidas 2,875,990 2,523,603

(Pérdida) utilidad neta del año (5,515,674) 6,500,660

Insuficiencia en la actualización del patrimonio (5,367,149) (2,148,503)

Total patrimonio 368,261,148 404,086,538

Total del pasivo y patrimonio $ 579,395,731 $ 573,608,827

Las notas adjuntas son parte integrante de estos balances generales.


Balances generalesal 31 de diciembre de 2002 y 2001(En miles de pesos de poder adquisitivo del 31 de diciembre de 2002)

Activo 2002 2001

Activo:

Efectivo e inversiones temporales (Nota 4) $ 17,952,721 $ 15,681,775

Cuentas y documentos por cobrar-

Consumidores y otros deudores, neto (Nota 5) 16,965,916 14,179,683

Luz y Fuerza del Centro (Nota 6) 3,025,860 1,513,017

Impuesto al valor agregado por recuperar - 335,440

19,991,776 16,028,140

Materiales para operación, neto (Nota 7) 14,939,185 13,269,795

Total del activo circulante 52,883,682 44,979,710

Préstamos a los trabajadores 1,881,664 1,856,508

Plantas, instalaciones y equipos, neto (Nota 8) 508,778,788 515,792,099

Otros activos 5,159,077 1,770,732

Activo intangible pendiente de amortizar (Nota 12) 10,692,520 9,209,778

Total del activo $ 579,395,731 $ 573,608,827

Las notas adjuntas son parte integrante de estos balances generales.

Ing. Alfredo Elías Ayub

Director General

Lic. Francisco J. Santoyo Vargas

Director de Finanzas

C.P. Conrado Villalobos Díaz

Subdirector de Control Financiero

C.P. Óscar H. Lara Andrade

Gerente de Contabilidad

63



Estados de variaciones en el patrimonioal 31 de diciembre de 2002 y 2001(En miles de pesos de poder adquisitivo del 31 de diciembre de 2002)

Insuficiencia

(Pérdida) en la

utilidad actualización

Patrimonio Aportaciones neta del Total

acumulado recibidas del año patrimonio (Nota 14)

Saldos al 1 de enero de 2001 $ 400,388,817 $ 1,314,791 $ 6,323,437 $ (688,205) $ 407,338,840

Traspaso de saldos del año

anterior, aprobado por

el órgano de Gobierno 7,638,228 (1,314,791) (6,323,437) - -

A p o rtaciones recibidas durante

2001 de Gobiernos Estatales

y Municipales y otros - 2,523,603 - - 2,523,603

Pérdida integral (Nota 15) (10,816,267) - 6,500,660 (1,460,298) (5,775,905)

Saldos al 31 de

diciembre de 2001 397,210,778 2,523,603 6,500,660 (2,148,503) 404,086,538

Traspaso de saldos del año

anterior, aprobado por el

órgano de Gobierno 9,024,263 (2,523,603) (6,500,660) - -

Aportaciones recibidas

durante 2002 de Gobiernos

Estatales y Municipales y otro s - 2,875,990 - - 2,875,990

Pérdida integral (Nota 15) (29,967,060) - (5,515,674) (3,218,646) (38,701,380)

Saldos al 31 de

diciembre de 2002 $ 376,267,981 $ 2,875,990 $ (5,515,674) $(5,367,149) $ 368,261,148

Las notas adjuntas son parte de los estados financieros.


Estados de resultados al 31 de diciembre de 2002 y 2001(En miles de pesos de poder adquisitivo del 31 de diciembre de 2002)

2002 2001

Ingresos por venta de energía $ 118,116,065 $ 107,088,155

Costos y gastos:

De explotación 78,880,531 77,260,673

Depreciación 18,499,014 17,600,747

Gastos administrativos 3,533,894 3,078,678

Costo actuarial del año de obligaciones laborales (Nota 12) 12,198,061 9,781,240

113,111,500 107,721,338

Utilidad (pérdida) de operación 5,004,565 (633,183)

Costo integral de financiamiento:

Gasto por intereses a cargo, neto (4,258,561) (4,800,225)

(Pérdida) ganancia cambiaria, neta (8,558,227) 3,282,479

Ganancia por posición monetaria 783,736 1,176,411

(12,033,052) (341,335)

Otros (gastos) ingresos, Neto (Nota 16) (437,565) 2,050,649

Impuesto sobre la renta sobre el remanente

distribuible (Nota 17) (554,921) (500,205)

(Pérdida) Utilidad antes de aprovechamiento

y transferencias (8,020,973) 575,926

Aprovechamiento (Nota 3 y 13) (39,986,248) (40,711,808)

Transferencias virtuales del Gobierno Federal para

complementar tarifas deficitarias (Nota 3 y 13) 42,491,547 46,636,542

Insuficiencia del aprovechamiento sobre las transferencias

virtuales del Gobierno Federal para complementar

tarifas deficitarias (Nota 3 y 13) 2,505,299 5,924,734

(Pérdida) Utilidad neta $ (5,515,674) $ 6,500,660


65


Director General








Director General







67Comisión Federal de ElectricidadAnexos 66


Notas a los Estados financieros al 31 de diciembre de 2002 y 2001Expresados en moneda de poder adquisitivo del 31 de diciembre de 2002(En miles de pesos de poder adquisitivo del 31 de diciembre de 2002)

Nota 1. ACTIVIDADES DEL ORGANISMO

Y CONSTITUCIÓN

Comisión Federal de Electricidad ("CFE" o el "Org a n i s-

mo") es un Organismo Público Descentralizado del Go-

b i e rno Federal de carácter técnico, industrial y comer-

cial con personalidad jurídica y patrimonio pro p i o ,

c reado por Decreto del Congreso de la Unión de fecha

14 de agosto de 1937, publicado en el Diario Oficial de

la Federación ("DOF") el día 24 del mismo mes y año (el

cual derogó el Decreto del Congreso de la Unión del

29 de diciembre de 1933, publicado en el DOF del 29 de

e n e ro de 1934), el cual tiene como objeto pre s t a r, en el

ámbito del territorio nacional mexicano, el servicio p ú b l i-

co de energía eléctrica, mismo que consiste en: generar,

c o n d u c i r, transform a r, distribuir y abastecer de energ í a

eléctrica, así como planear y realizar todas las obras,

instalaciones y trabajos que requiera el sistema eléctri-

co nacional en materia de planeación, ejecución, opera-

ción y mantenimiento, con la participación que a los

p ro d u c t o res independientes de energía les corre s p o n-

da, en los términos de la Ley del Servicio Público de

Energía Eléctrica y su Reglamento.

La responsabilidad en la prestación del servicio público

de energía eléctrica la comparte CFE con otro Org a n i s-

mo Público Descentralizado del Gobierno Federal, deno-

minado Luz y Fuerza del Centro ("LFC"), quien tiene a

su cargo la distribución y venta de toda la energía que

se consume, principalmente, en la zona metro p o l i t a n a

de la Ciudad de México y algunos estados circ u n v e c i n o s

y, en menor medida, de algunas actividades de gene-

ración y transmisión de energía. Aproximadamente el

95% de la energía que distribuye y comercializa LFC en

su área de influencia es comprada a CFE. Las tarifas

aplicables a la venta de energía eléctrica en la Repúbli-

ca Mexicana son definidas y autorizadas por el Gobier-

no Federal, a través de la Subsecretaría de Ingresos de la

S e c retaría de Hacienda y Crédito Público ("SHCP").

Nota 2. BASES DE PRESENTACIÓN

a. Pérdida integral

La pérdida integral que se presenta en el estado de

variaciones en el patrimonio adjunto, se integra por la

p é rdida neta del año más otras partidas que re p re s e n-

tan una ganancia o pérdida del mismo período, que de

c o n f o rmidad con los principios de contabilidad gene-

ralmente aceptados en México ("PCGA") se pre s e n t a n

d i rectamente en el patrimonio, sin afectar el estado de

resultados (Nota 15).


Notas a los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2002 y 2001(En miles de pesos de poder adquisitivo del 31 de diciembre de 2002)

b. Reclasificaciones

Los estados financieros al 31 de diciembre de 2001 han

sido reclasificados en ciertas cuentas, con el objeto de

hacer comparable su presentación con la de los estados

financieros al 31 de diciembre de 2002.

Nota 3. RESUMEN DE LAS PRINCIPALES POLÍTICAS

CONTABLES

Las políticas contables que sigue el Organismo están de

a c u e rdo con PCGA, los cuales re q u i e ren que la adminis-

tración del Organismo efectúe ciertas estimaciones y

utilice ciertos supuestos para determinar la valuación

de algunas de las partidas incluidas en los estados

f i n a n c i e ros y para efectuar las revelaciones que se

re q u i e re presentar en los mismos. Aún cuando los

resultados reales pueden llegar a diferir de dichas

estimaciones, la administración del Organismo consi-

dera que las estimaciones y supuestos utilizados fuero n

los adecuados en las circunstancias.

Las principales políticas contables seguidas por el Org a-

nismo, son las siguientes:

a. Cambio en política contable

Hasta el 31 de diciembre de 2001, el Organismo había

adoptado lo establecido por la Norma de Inform a c i ó n

Financiera 09 A, "Norma para el Tratamiento Contable

de las Inversiones en Proyectos de Infraestructura Pro-

ductiva de Largo Plazo (PIDIREGAS) ("NIF 09 A"), emiti-

da conjuntamente por la SHCP y por la Secretaría de la

Contraloría y Desarrollo Administrativo ("SECODAM"),

la cual se relaciona en la Ley General de Deuda Pública

( A rt. 18) y la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto

Público Federal (Art. 30), y establece ciertas reglas con-

tables para el tratamiento de las inversiones y de los

pasivos a los que la norma se re f i e re. Mediante dichas

reglas, el Organismo tenía registrado el pasivo corre s-

pondiente al vencimiento del año corriente y del año

siguiente, reconociendo el activo por el mismo monto,

y se informaba en cuentas de orden el activo y el pasi-

vo cuyo re g i s t ro se difería a años subsecuentes. Los

PCGA en México re q u i e ren el reconocimiento contable

del total de las inversiones realizadas y de los pasivos

contraídos. Consecuentemente, el Organismo, con el

objeto de reflejar las inversiones realizadas y los pasivos

contraídos y contar con mejor información financiera, a

p a rtir del 1o. de enero de 2002 reconoce en los estados

f i n a n c i e ros que se acompañan, los activos y pasivos

diferidos antes descritos, teniendo principalmente

como resultado un incremento en plantas, instalaciones


Estados de cambios en la situación financiera al 31 de diciembre de 2002 y 2001(En miles de pesos de poder adquisitivo del 31 de diciembre de 2002)

2002 2001

Operaciones:

(Pérdida) utilidad neta $ (5,515,674) $ 6,500,660

Más (menos)- Partidas que no requirieron (generaron)

la utilización recursos:

Depreciación 18,499,014 17,600,747

Costo actuarial del año de obligaciones laborales, neto 12,198,061 9,781,240

Otros pasivos a largo plazo 124,599 18,682

Insuficiencia del aprovechamiento sobre las transferencias

virtuales del Gobierno Federal para complementar tarifas

deficitarias (2,505,299) (5,924,734)

22,800,701 27,976,595

Cambios en activos y pasivos de operación:

(Aumento) disminución en:

Consumidores y otros deudores, neto (2,786,233) (704,456)

Luz y Fuerza del Centro (1,512,843) (843,068)

Impuesto al valor agregado por recuperar 335,440 (219,665)

Materiales para operación, neto (1,669,390) 150,935

Préstamos a los trabajadores (25,156) (105,106)

Aumento (disminución) en:

Proveedores y contratistas (977,559) (1,564,282)

Impuestos y derechos por pagar 9,163 340,467

Impuesto al valor agregado por pagar 879,546 -

Otras cuentas por pagar y pasivos acumulados (399,725) 818,864

Depósitos de usuarios y contratistas 584,142 466,604

Obligaciones laborales al retiro (3,901,353) (3,483,349)

(9,463,968) (5,143,056)

Recursos generados por la operación 13,336,733 22,833,539

Financiamiento:

Aumento (disminución) de deuda documentada a pesos nominales 795,888 (1,317,117)

Disminución de deuda documentada a pesos constantes (1,143,283) (1,069,939)

Aumento de deuda por arrendamiento de plantas,

instalaciones, equipos y PIDIREGAS a pesos nominales 6,846,611 2,968,114

Disminución de deuda por arrendamiento de plantas,

instalaciones, equipos y PIDIREGAS a pesos constantes (2,348,299) (1,608,824)

Aportaciones recibidas 2,875,990 2,523,603

Recursos generados por (utilizados en) actividades

de financiamiento 7,026,907 1,495,837

Inversión:

Adiciones de plantas, instalaciones y equipos, menos valor

neto de retiros (14,704,349) (26,883,125)

(Aumento) disminución de otros activos (3,388,345) 783,394

Recursos utilizados en actividades de inversión (18,092,694) (26,099,731)

Efectivo e inversiones temporales

Aumento (disminución) 2,270,946 (1,770,355)

Saldo de efectivo e inversiones temporales al inicio del año 15,681,775 17,452,130

Saldo de efectivo e inversiones temporales al final del año $ 17,952,721 $ 15,681,775


Ing. Alfredo Elías Ayub Lic. Francisco J. Santoyo Vargas C.P. Conrado Villalobos Díaz C . P. Óscar H. Lara Andrade

Director General Director de Finanzas Subdirector de Control Financiero Gerente de Contabilidad


base a la producción de energía eléctrica de la Central

Nucleoeléctrica Laguna Ve rde, cuya distribución se hace

uniforme en el tiempo de vida útil a través del registro

contable de una provisión mensual con cargo a los re-

sultados de cada ejercicio.

h. Obligaciones laborales al retiro

El pasivo por obligaciones laborales se registra conform e

se devenga, el cual se calcula por actuarios indepen-

dientes con base en el método de crédito unitario pro-

yectado utilizando tasas de interés reales. Por lo tanto,

se está reconociendo el pasivo que a valor presente, se

estima cubrirá la obligación por estos beneficios a la

fecha estimada de re t i ro de los trabajadores del Org a-

nismo. Las indemnizaciones se cargan a re s u l t a d o s

cuando se pagan.

i. Reconocimiento de ingresos

Los ingresos se reconocen en el período en el que se

prestan los servicios de venta de energía a los clientes.

El 7 de febre ro de 2002, fue publicado en el DOF, el

a c u e rdo que autoriza el ajuste, modificación y re e s t ru c-

turación a las tarifas para suministro y venta de energ í a

eléctrica en el país, mediante el cual se instrumentó el

mecanismo para reducir los subsidios que se otorg a n

al s e rvicio doméstico en los niveles de consumo más

elevado; esta medida tuvo un impacto positivo en los

i n g resos por venta de energía del año terminado al

31 de diciembre de 2002.

j. Energía vendida en proceso de facturación

La energía ya entregada que se encuentra en pro c e s o

de facturación, se considera ingreso del año y su monto

se estima con base en la facturación real del bimestre

inmediato anterior.

k. Operaciones en moneda extranjera

Las transacciones en moneda extranjera se registran al

tipo de cambio vigente a la fecha de la operación y los

activos y pasivos monetarios en moneda extranjera, se

ajustan en pesos al tipo de cambio en vigor al cierre del

e j e rcicio, afectando los resultados como parte del costo

integral de financiamiento.

l. Transacciones con los Gobiernos Federal, Estatales y

Municipales

Las principales transacciones que se realizan con el

G o b i e rno Federal, Gobiernos Estatales y Municipales y

su tratamiento contable, son como sigue:

Con el Gobierno Federal:

A p rovechamiento. De conformidad con el Artículo 46

de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica

vigente a partir del 23 de diciembre de 1992, la CFE

está obligada al pago de un derecho al Gobierno Fede-

ral por los activos que utiliza para prestar el serv i c i o

público de energía eléctrica.

El aprovechamiento se determina anualmente en fun-

ción de la tasa de rentabilidad establecida para las enti-

dades paraestatales en cada ejercicio; para 2002 y 2001

la tasa fue del 9%, la cual fue autorizada por la SHCP.

Dicha tasa se aplica al valor del activo fijo neto en ope-

ración del ejercicio inmediato anterior y el monto re s u l-

tante se carga a los resultados del ejercicio.

El gasto anual por aprovechamiento se compara contra

los ingresos por transferencia para complementar tari-

fas deficitarias (subsidio) y la diferencia se aplica al pa-

trimonio. Hasta 1999 se había generado un pasivo neto

a favor del Gobierno Federal que no era pagadero, sino

que se capitalizaba en el patrimonio al cierre de cada

año; sin embargo, a partir del ejercicio de 2000, el mon-

to del aprovechamiento ha sido inferior al del subsidio,

impactando la insuficiencia directamente al patrimonio

del Organismo.

Transferencias para complementar tarifas deficitarias.

C o rresponden a los recursos que el Gobierno Federal

o t o rga a los usuarios del servicio eléctrico a través de

CFE, mediante diversas tarifas subsidiadas en venta

de energía. Una parte importante de estas transfere n-

cias se considera como operaciones virtuales, debido

a que de acuerdo con la Ley del Servicio Público de

E n e rgía Eléctrica en vigor, las mismas se bonifican

contra el aprovechamiento a cargo del Org a n i s m o .

Durante 2002 y 2001, CFE únicamente registró transfe-

rencias de carácter virtual, ya que no recibió transfere n-

cias en efectivo. Estas transferencias se acreditan a los

resultados del año en que se presentan y se muestran

en los estados de resultados.

Con Gobiernos Estatales y Municipales:

A p o rtaciones. Las aportaciones recibidas de los Gobier-

nos Federal, Estatales y Municipales para electrificar

poblados rurales y colonias populares, así como de par-

t i c u l a res para ampliaciones a la red de distribución, se

registran como un incremento al patrimonio.

m. Actualización del patrimonio. Tomando en cuenta que

el patrimonio de CFE se integra de aportaciones re c i b i d a s

y resultados obtenidos que anualmente se capitalizan y se

disminuye por re t i ros del patrimonio, la actualización de

estos diferentes componentes se determinó indexando

los montos originales, tomando como base las fechas de

a p o rtación de generación de los resultados y de re t i ro ,

para presentar las cifras en pesos de poder adquisitivo

equivalentes al cierre de 2002, utilizando los factores de

inflación derivados del INPC.

n. Insuficiencia en la actualización del patrimonio

R e p resenta la diferencia de comparar la actualización de

los activos fijos efectuada por medio de costos específicos

contra la actualización de los diferentes componentes

del patrimonio efectuada mediante la aplicación del

INPC. Los efectos registrados en esta cuenta durante los

69

y equipo por $30,565,601, y en pasivos a largo plazo

por el mismo monto. Asimismo, los estados financiero s

del año anterior, han sido re f o rmulados y estru c t u r a d o s

para lograr su comparabilidad con los del año que ter-

minó el 31 de diciembre de 2002. Por separado se han

p reparado y emitido estados financieros para ser uti-

lizados en la formulación e integración de la Cuenta de

la Hacienda Pública Federal.

b. Reconocimiento de los efectos de la inflación

La CFE actualiza sus estados financieros en términos de

pesos de poder adquisitivo de la fecha del último balan-

ce general que se presenta, reconociendo así los efectos

de la inflación en la información financiera. En conse-

cuencia, los estados financieros del año anterior que se

p resentan, también han sido actualizados en términos del

mismo poder adquisitivo y sus cifras difieren de las origi-

nalmente presentadas que estaban en pesos de poder

adquisitivo del cierre de ese año. Consecuentemente, las

cifras de los estados financieros adjuntos son compara-

bles, al estar todas expresadas en pesos constantes.

c. Efectivo e inversiones temporales

Se encuentran re p resentados por efectivo, depósitos e

inversiones a corto plazo, los cuales se encuentran va-

luados a su valor de mercado.

d. Materiales para operación y costo de consumos

Los inventarios de materiales para operación se re g i s-

tran originalmente a su costo promedio de adquisición

y los saldos finales mensuales de los mismos, así como

sus consumos se actualizan con el Índice Nacional de

P recios al Consumidor ("INPC"). Los materiales en trán-

sito se valúan a su costo de adquisición.

e. Plantas, instalaciones y equipos

Estos activos se registran a su costo de adquisición y/o

c o n s t rucción, incluyéndose como parte del costo los

siguientes conceptos: gastos administrativos del cor-

porativo relacionados directamente con la constru c c i ó n

e instalación de activos; costos de jubilaciones y

primas de antigüedad, correspondientes al personal

p e rmanente de las áreas de construcción y la depre-

ciación de los equipos utilizados en la construcción e

instalación de los activos. Anualmente CFE efectúa la

actualización de estos activos, mediante la siguiente

metodología:

Hasta el 31 de diciembre de 1996 los activos fuero n

actualizados a valores de reposición, mediante la uti-

lización de índices de precios de capital de la industria

eléctrica, determinados por peritos especializados de

CFE. A partir del 1° de enero de 1997 dichos activos, así

como los adquiridos a partir de esa fecha, se actualizan

por el método de ajuste al costo histórico por cambios

en el nivel general de precios, aplicando los factores de

inflación derivados del INPC, tomando como base los

v a l o res de reposición determinados al cierre del año

1996 y de adquisición y/o construcción por los adquiri-

dos a partir de esa fecha.

La depreciación de plantas, instalaciones y equipos de

operación se calcula por el método de línea recta sobre

la base de los valores actualizados, registrándose a

p a rtir de la puesta en operación de los activos, con-

siderando tasas de depreciación acordes con la vida útil

de los activos, determinadas por técnicos especiali-

zados de la CFE, como sigue:

Los inmuebles y bienes destinados para oficinas y serv i c i o s

generales se deprecian conforme a las tasas autorizadas

por la Ley del Impuesto Sobre la Renta.

f. Instrumentos financieros derivados

El sistema de control interno establecido por CFE, in-

cluye la práctica de administrar su exposición a riesgos

de tipo de cambio utilizando instrumentos financie-

ros de cobertura. Estos instrumentos financieros se

contratan sólo con instituciones reconocidas. La CFE no

tiene la práctica de realizar operaciones con instru m e n-

tos financieros con carácter especulativo.

La CFE actualmente tiene contratado un solo instru m e n-

to financiero de cobertura, el cual básicamente re d u c e

su exposición a las variaciones en tipo de cambio del

bono por 32,000,000,000 de yenes japoneses (Nota 11b).

La CFE valúa los instrumentos financieros con fines de

c o b e rtura, utilizando el mismo criterio de valuación

de los pasivos cubiertos, y los efectos de su valuación se

reconocen en los resultados, netos de los costos, gastos

o ingresos provenientes de los activos o pasivos cuyos

riesgos están siendo cubiertos.

Los activos financieros generados por los instru m e n t o s

de cobertura, se presentan en el balance general dis-

minuyendo a los pasivos cuyos riesgos están siendo cu-

biertos (Nota 11b).

g. Otros pasivos a largo plazo

Por disposición regulatoria al concluir el servicio de

operación de una instalación nuclear (por término de li-

cencias), ésta debe ser desmantelada por razones de se-

guridad y de protección al medio ambiente.

Para ello, se realizó un estudio técnico-económico que

contempla el costo estimado por este concepto, en

Tasa anual %

Centrales generadoras-geotérmicas Del 2 al 3.70

Centrales generadoras-vapor Del 1.33 al 2.86

Centrales generadoras-hidroeléctricas Del 1.25 al 2.50

Centrales generadoras-combustión interna Del 1.33 al 3.03

Centrales generadoras-turbogás y

ciclo combinado Del 1.33 al 3.03

Central generadora-nuclear Del 1.33 al 2.86

Subestaciones Del 1.33 al 2.56

Líneas de transmisión Del 1.33 al 2.86

Redes de distribución Del 1.67 al 3.33


Nota 8. PLANTAS, INSTALACIONES Y EQUIPOS

Los saldos de plantas, instalaciones y equipos al 31 de

diciembre de 2002 y 2001 se integran como sigue:

Plantas, instalaciones y equipos en operación. Los sal-

dos de las plantas, instalaciones y equipo al 31 de

d i c i e m b re de 2002 y 2001 que incluyen los equipos en

arrendamiento, se integran como sigue:

Durante los últimos años, debido a la reducción de los

p resupuestos anuales, la CFE no ha cumplido integral-

mente con el mantenimiento requerido y consecuente-

mente esta situación pudiera afectar la vida útil pro b a-

ble de ciertas plantas, instalaciones y equipos.

71

años de 2002 y 2001 re p resentan el decremento neto

que tuvieron los activos fijos adquiridos bajo los pro g r a-

mas de PIDIREGAS, los cuales se actualizan en función

del movimiento del tipo de cambio que equivale a su

costo específico, en comparación con la actualización

que se obtendría de actualizar activos conforme al INPC.

Asimismo, durante el 2002, la CFE concluyó la depura-

ción de sus plantas, instalaciones y equipos, lo que

originó un efecto de corrección por actualización de

$5,320,294 que se registró directamente en el patrimo-

nio, como parte del efecto del año.

o. Costo integral de financiamiento

El costo integral de financiamiento incluye todos los

conceptos de ingresos o gastos financieros, tales como

los intereses, resultados cambiarios y la ganancia por

posición monetaria, a medida que se devengan.

p. Ganancia por posición monetaria

La ganancia por posición monetaria, que re p resenta la

e rosión que la inflación origina sobre el poder adquisi-

tivo de las partidas monetarias, se determina aplicando

al pasivo monetario neto al principio de cada mes el fac-

tor de inflación derivado del INPC y se actualiza al cierre

del ejercicio con el factor corre s p o n d i e n t e .

q. Estado de cambios en la situación financiera

Los estados de cambios en la situación financiera pre-

sentan los cambios en moneda constante, partiendo de

la situación financiera al cierre del año anterior, actuali-

zada a pesos del cierre del último ejercicio.

Nota 4. EFECTIVO E INVERSIONES TEMPORALES

Al 31 de diciembre de 2002 y 2001, el efectivo e inver-

siones temporales se integran como sigue:

2002 2001

Efectivo $ 3,890,898 $ 3,521,514

Inversiones

temporales 14,061,823 12,160,261

$ 17,952,721 $ 15,681,775

Nota 5. CONSUMIDORES Y OTROS DEUDORES

Al 31 de diciembre de 2002 y 2001 estas cuentas y docu-

mentos por cobrar se integran como se muestra a con-

tinuación:

2002 2001

Consumidores público $ 7,999,847 $ 6,783,522

Consumidores gobierno 1,601,935 906,055

Energía vendida en

proceso de facturación 6,201,352 5,357,734

15,803,134 13,047,311

Otros deudores 1,982,654 1,817,751

17,785,788 14,865,062

Menos-Estimación

para cuentas de

cobro dudoso (819,872) (685,379)

$ 16,965,916 $ 14,179,683

Nota 6. LUZ Y FUERZA DEL CENTRO ("LFC")

Los saldos de la cuenta por cobrar a LFC al 31 de diciem-

b re de 2002 y 2001, por $3,025,860 y $1,513,017, re s p e c-

tivamente, se derivan de las operaciones realizadas entre

dicho Organismo y CFE, de acuerdo con el convenio de

compra y venta de energía celebrado.

Durante los años terminados el 31 de diciembre de 2002

y 2001, las operaciones que afectaron los resultados de

CFE fueron las que se muestran a continuación:

2002 2001

Ingresos por venta

de energía a LFC $ 21,542,091 $ 20,900,203

Costos y gastos de

explotación-Compras

de energía a LFC $ 506,957 $ 578,038

Nota 7. MATERIALES PARA OPERACIÓN

Al 31 de diciembre de 2002 y 2001, los materiales para

operación, incluyendo su actualización, se integran

como sigue:

2002 2001

Refacciones y equipo $10,593,680 $ 9,415,219

Combustibles y

lubricantes 3,278,928 2,780,477

Combustible nuclear 1,223,266 1,158,989

Materiales en tránsito 98,303 88,441

15,194,177 13,443,126

Menos-

Estimación

para obsolescencia (254,992) (173,331)

$14,939,185 $ 13,269,795

2002 2001

Plantas, instalaciones y

equipos en operación $ 487,083,237 $ 481,677,677

Obras en proceso 16,280,734 20,272,550

Materiales para construcción 5,414,817 13,841,872

$ 508,778,788 $ 515,792,099

2002 2001

Plantas:

Vapor $ 220,133,765 $ 206,020,485

Hidroeléctricas 132,926,016 130,963,899

Subestaciones de transformación 115,893,968 100,585,819

Redes de distribución 94,624,898 88,692,913

Líneas de transmisión 69,191,490 85,999,520

Edificios administrativos y otros 61,079,416 24,944,909

Nucleoeléctrica 51,303,246 51,713,489

Turbogás y ciclo combinado 43,505,078 40,536,119

Geotérmicas 12,892,850 12,470,928

Combustión interna 3,949,120 3,789,220

Terrenos en proceso de regularización 222,957 216,631

Instalaciones no convencionales 45,273 35,130

805,768,077 745,969,062

Menos - Depreciación acumulada (318,684,840) (264,291,385)

$ 487,083,237 $ 481,677,677


Nota 10. ARRENDAMIENTO DE EQUIPO

La deuda correspondiente a la adquisición de plantas,

instalaciones y equipos por medio de arrendamientos al

31 de diciembre de 2002 y 2001, a que se re f i e ren la

nota 8, se integran como se muestra en las páginas

siguientes.

73

Obras en pro c e s o . Los saldos en proceso al 31 de

diciembre de 2002 y 2001 se integran como sigue:

Durante los años terminados al 31 de diciembre de 2002

y 2001, las partidas capitalizadas en obras en proceso de

a c u e rdo con la política descrita en la Nota 3e ascen-

d i e ron a $1,171,363 y $1,912,819, re s p e c t i v a m e n t e

($538,309 y $1,098,929 de gastos administrativos,

$80,105 y $68,953 de depreciación y $552,949 y

$744,937 de incremento a la re s e rva de jubilación y pri-

mas de antigüedad en 2002 y 2001, re s p e c t i v a m e n t e ) .

Materiales para constru c c i ó n . Los saldos de materiales

para construcción al 31 de diciembre de 2002 y 2001,

incluyendo actualización, se integran como sigue:

2002 2001

Refacciones y equipo $ 5,262,820 $ 13,263,874

Materiales en poder

de terceros 151,848 480,457

Equipo en tránsito 149 97,541

$ 5,414,817 $ 13,841,872

Nota 9. IMPUESTOS Y DERECHOS POR PAGAR

Los impuestos y derechos por pagar al 31 de diciembre

de 2002 y 2001 se integran como sigue:

2002 2001

Planta:

Geotérmicas $ 313,662 $ 1,019,876

Vapor 4,444,779 7,112,431

Hidroeléctricas 43,974 2,448,359

Combustión interna 5,430 5,491

Turbogás y ciclo combinado 7,207 589,536

Subestaciones de transformación 2,656,886 2,155,186

Líneas de transmisión 6,028,464 3,418,262

Redes de distribución 1,322,819 2,452,926

Oficinas e instalaciones generales 295,126 348,156

Anticipos para construcción 1,162,387 722,327

Total $ 16,280,734 $ 20,272,550

Arrendamiento de equipo y PIDIREGAS $ 69,549,295

Menos-

Intereses no devengados (21,504,456)

Valor presente de las obligaciones 48,044,839

Menos-

Porción circulante de las obligaciones (8,860,236)

Porción a largo plazo de arrendamientos de

equipo y PIDIREGAS $ 39,184,603

2002 2001

A cargo de CFE:

Impuesto sobre la renta (ISR) sobre remanente distribuible $ 540,469 $ 490,301

ISR a pagar por cuenta de terceros 276,046 253,689

Aportaciones al Instituto del Fondo Nacional de la Vivienda para los Trabajadores 8,316 7,608

2% sobre nóminas 12,989 9,836

Cuotas al Instituto Mexicano del Seguro Social (incluye Seguro de Retiro) 256,950 331,558

Derechos sobre uso y aprovechamiento de aguas nacionales 252,060 302,171

Subtotal 1,346,830 1,395,163

Retenidos por CFE:

ISR retenido de los empleados 166,166 144,097

ISR por pagos a residentes en el extranjero 5,911 1,646

5 al millar a contratistas 11,338 4,848

2 al millar a contratistas 791 624

ISR por honorarios y arrendamientos 3,872 3,740

Derechos de alumbrado público 103,716 94,748

Impuestos al valor agregado retenido 46,682 31,708

Otros 490 59

Subtotal 338,966 281,470

Total $ 1,685,796 $ 1,676,633

a. El pasivo por contratos de arrendamiento capitaliza-

bles y PIDIREGAS, vence como sigue:

Año que terminará el 31 de diciembre de

2003 $ 8,860,236

2004 5,726,937

2005 5,456,319

2006 4,209,266

2007 2,963,769

Años posteriores 20,828,312

$ 48,044,839

b. Al 31 de diciembre de 2002, los compromisos mí-

nimos de pago por arrendamientos capitalizables y

PIDIREGAS son:

NOTA 10 ARRENDAMIENTO

Monto de los pagos Saldos al 31 de diciembre de 2002 (Miles) Saldos al 31 de diciembre de 2001 (Miles)Tasas de interés Pactados equivalentes a las rentas Moneda nacional Moneda extranjera Moneda nacional Moneda extranjera

Tipo de activo Valor del equipo utilizadas Intereses Principal Pagos hasta dic. 2002 Vigencia del contrato Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo

ACTIVOS EN OPERACIÓN COMERCIALVenta y arrendamiento en vía de 250 millones de 8.125% anual 210.6 millones de 250.0 millones de Principal Hasta el año 2003 $ 2,578,125.0 $ - 250,000.0 - $ - $ 2,415,852.8 - 250,000.0regreso de los GENERADORES DE dólares americanos dólares americanos dólares americanosVAPOR de PETACALCO Unidades 3 y 4 con vencimientos (Una sola exhibición al final)y TOPOLOBAMPO Unidades 1 y 2 semestrales hasta

diciembre de 2003 Intereses y Comisiones$1,961.4 millones (190.2 millonesde dólares americanos)

Honorarios fiduciarios $34.7 millones$40.4 millones

2 Unidades integrales termoeléctricas 104.3 millones de euros 2%, 10.15%, 11.78% 18.8 millones de euros Pagos semestrales Principal Hasta el año 2021 345,360.0 520,518.0 31,922.2 48,112.4 284,044.4 749,984.8 33,213.5 87,696.2con capacidad de 350 MW cada una y 5.4% variables $262.9 millonespara la C.T. TUXPAN Unidades 3 y 4 (24.3 millones de euros)

Intereses y Comisiones$57.3 millones (5.3 millones de euros)

Honorarios fiduciarios $65.1 millones Hasta el año 2021$ 200.9 millones

2 Unidades integrales termoeléctricas 68,681.4 millones de 27% y 7.3% 31,389.4 millones de Pagos semestrales Principal Hasta el año 2003 606,468.0 0.0 6,978,918.3 - 514,157.6 514,157.6 6,978,924.0 6,978,924.0con capacidad de 350 MW cada una yenes japoneses yenes japoneses variables $5,414.1 millonespara la C.T. PETACALCO Unidades (62,302.5 millones de3 y 4 yenes japoneses)

Intereses y Comisiones$2,593.6 millones(30,996.9 millones de yenes japoneses)

Intereses y Comisiones$423.0 millones

2 Unidades integrales termoeléctricas 91,492.6 millones de Tasa prima a largo 36,267.6 millones de 423.7 millones de Principal Hasta el año 2004 735,823.0 735,822.0 8,467,468.4 8,467,456.8 623,822.4 1,247,645.8 8,467,460.5 16,934,935.4 con capacidad de 350 MW cada una yenes japoneses plazo revisable yenes japoneses yenes japoneses $6,657.2 millonespara la C.T. PETACALCO, Unidades semestralmente, en semestrales (76,607.7 millones de5 y 6 yenes japoneses yenes japoneses)

más 0.5% y tasa fija del 7.6% anual Intereses y Comisiones

$3,034.9 millones(34,924.4 millones de yenes japoneses)

Honorarios fiduciarios $78.7 millones$ 98.4 millones

2 Unidades integrales termoeléctricas 6,118.3 millones de 7.30% + 1.50% 2,743.5 millones de 316.6 millones de Principal Hasta el año 2004 55,025.0 36,458.0 633,199.1 419,539.7 46,649.6 77,558.4 633,199.4 1,052,740.3 con capacidad de 160 MW cada yenes japoneses yenes japoneses yenes japoneses $440.2 millonesuna para la C.T. TOPOLOBAMPO semestrales (5,065.6 millones de II Unidades 1 y 2 yenes japoneses)

Intereses y Comisiones$229.9 millones(2,645.8 millones de yenesjaponeses)

368.7 millones de 2.75%, 8.46%, 8.00% 226.1 millones de Variable Principal Hasta el año 2013 222,820.0 610,187.0 21,606.8 59,169.6 274,330.6 1,526,953.8 28,388.6 158,014.0 dólares americanos 8.586%, 8.6% LIBOR dólares americanos $2,965.9 millones

9.645989, 10.155% y (287.6 millones de7.30% dólares americanos)

Intereses y Comisiones$2,182.1 millones(211.6 millones de dólaresamericanos)

Honorarios fiduciarios $340.8 millones$ 374.9 millones

75Comisión Federal de ElectricidadAnexos74

(Continúa en las siguientes páginas)

Comisión Federal de ElectricidadAnexos76 77

NOTA 10 ARRENDAMIENTO (continuación)

Monto de los pagos Saldos al 31 de diciembre de 2002 (Miles) Saldos al 31 de diciembre de 2001 (Miles)Tasas de interés Pactados equivalentes a las rentas Moneda nacional Moneda extranjera Moneda nacional Moneda extranjera

Tipo de activo Valor del equipo utilizadas Intereses Principal Pagos hasta dic. 2002 Vigencia del contrato Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo

2 Unidades integrales hidroeléctricas 473.0 millones de 9% 287.8 millones de Pagos semestrales Principal Hasta el año 2008 $ 602,652.0 $ 2,121,787.0 58,439.0 205,749.0 $ 382,990.2 $ 2,588,199.8 39,633.0 267,835.0 con capacidad de 211 MW cada una dólares americanos dólares americanos variables $2,153.3 millonespara la P.H. HUITES (208.8 millones de

dólares americanos)

Intereses y Comisiones$2,373.9 millones(230.2 millones de dólares americanos)

2 Unidades integrales termoeléctricas 864.3 millones de Variable y 8.41% 878.4 millones de Pagos semestrales Principal Hasta el año 2006 862,743.0 2,468,308.0 83,659.9 239,351.1 781,205.4 3,012,451.1 80,841.6 311,737.9 con capacidad de 350 MW cada una dólares americanos dólares americanos variables $5,727.6 millonespara la C.T. TUXPAN Unidades 5 y 6 (555.4 millones de

dólares americanos)

Intereses y Comisiones$3,498.0 millones(339.2 millones de dólares americanos)

418.1 millones de 6.97% 83.8 millones de 10 semestres de Principal Hasta el año 2001 - - - - francos franceses francos franceses 41.8 millones de $515.7 millones

francos franceses (418.1 millones de francos franceses)

Intereses y Comisiones$103.4 millones(83.8 millones de francos franceses)

Honorarios fiduciarios:$311.4 millones $170.2 millones

2 Unidades integrales hidroeléctricas 292.2 millones de 8.94%, 2.5% , 8.73% 114.3 millones de Pagos semestrales Principal Hasta el año 2013 222,343.0 1,002,781.0 21,560.5 97,239.4 150,956.5 1,208,087.6 15,621.5 125,016.7 con capacidad de 100 MW cada una dólares americanos y 8.79% dólares americanos variables $1,778.2 millonespara el P.H. TEMASCAL II (173.4 millones de Unidades 5 y 6 dólares americanos)

Intereses y Comisiones$989.0 millones(95.9 millones de dólares americanos)

Honorarios fiduciarios: $41.4 millones$152.6 millones

Línea de transmisión 107.4 millones de 12.5% y 6.38% 99.7 millones de Pagos semestrales Principal Hasta el año 2005 30,510.0 719,146.0 2,958.5 69,735.4 707,926.8 - 73,258.5MAZATLÁN-DURANGO dólares americanos dólares americanos variables $354.8 millones

(34.4 millones de dólares americanos)


Honorarios fiduciarios$36.3 millones $21.7 millones

Línea de Transmisión 66.3 millones de 7.15%, 8.9% y 8.09% 27.0 millones de Pagos semestrales Principal Hasta el año 2008 64,156.0 304,590.0 6,221.2 29,536.0 44,574.7 329,993.3 4,612.7 34,148.7 TUXPAN-TEXCOCO dólares americanos dólares americanos variables $315.5 millones

(30.6 millones dedólares americanos)


720 Grúas Autotransportadas 50.2 millones de Variable 2.3 millones de dólares Principal Hasta el año 2004 122,974.0 99,405.0 11,924.8 9,639.3 115,446.6 227,669.3 11,946.8 23,559.9 dólares americanos semestrales a partir $247.5 millones

de 1999 (24.0 millones de dólares americanos)

3.7 millones de dólaressemestrales a partirde 2001


Pagos efectuados pendientes de aplicara proyectos específicos (52,815) (171,241)

TOTAL DE ARRENDAMIENTO FINANCIERO $ 6,396,184.0 $ 8,619,002.0 $ 3,046,936.7 $ 14,606,481.1


(Continúa en las siguientes páginas)

NOTA 10 PIDIREGAS:

Monto de los pagos Saldos al 31 de diciembre de 2002 (Miles) Saldos al 31 de diciembre de 2001 (Miles)Pactados equivalentes a las rentas Moneda nacional Moneda extranjera Moneda nacional Moneda extranjera

Intereses, impuestos, Monto totalTipo de activo Valor de la instalación otros y hon. fiduciarios Principal Pagos hasta dic. 2002 Vigencia del contrato del proyecto Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo

PIDIREGAS3 Módulos de ciclo combinado tipo multiflecha, 701.2 millones de dólares americanos 578.5 millones de dólares americanos de intereses 701.2 millones de dólares americanos Principal $1,983.1 millones (192.3 millones de dólares americanos) Hasta el año 2019 $ 7,231,329.8 $ 540,262.3 $ 4,707,445.9 52,389.1 456,479.6 $ 501,488.3 $ 4,917,407.1 51,895.6 537,874.2con una capacidad de generación nominal de 168.6 MW cada uno, para la C.C.C. Intereses $2,241.9 millones (217.4 millones de dólares americanos)Samalayuca II. M - 1, 2 y 3.

4 Unidades integrales geotermoeléctricas con 103.3 millones de dólares americanos 71.3 millones de dólares americanos de intereses 103.3 millones de dólares americanos Principal $208.3 millones (20.2 millones de dólares americanos) Hasta el año 2015 1,065,652.5 83,325.0 774,015.0 8,080.0 75,056.0 78,080.4 803,377.1 8,080.0 87,874.7capacidad total de 100 MW Intereses $245.4 millones (23.8 millones de dólares americanos)para la C.G. Cerro Prieto IV 4.9 millones de dólares americanos de impuestos Impuestos $0.9 millones (0.09 millones de dólares americanos)

2 módulos tipo ciclo combinado, con una 331.1 millones de dólares americanos 324.3 millones de dólares americanos de intereses 331.1 millones de dólares americanos Principal (Una sola exhibición al final) Hasta el año 2015 3,414,333.7 - 3,414,333.8 331,086.9 - 3,199,429.1 - 349,958.9capacidad de 436.9 MW para ambos, de la Intereses $648.7 millones (62.9 millones de dólares americanos)C.C.C Monterrey II 17.6 millones de dólares americanos de impuestos Impuestos y hon. fiduciarios $35.1 millones (3.4 millones de dólares americanos)

y honorarios fiduciarios

1 módulo tipo ciclo combinado, con una 277.4 millones de dólares americanos 157.7 millones de dólares americanos de intereses 277.4 millones de dólares americanos Principal $335.2 millones (32.5 millones de dólares americanos) Hasta el año 2016 2,860,336.5 223,326.4 2,302,020.5 21,655.9 223,226.2 209,269.8 2,366,396.8 21,655.9 258,840.4capacidad de 445 MW, de la C.C.C. Chihuahua

Intereses $327.9 millones (31.8 millones de dólares americanos)6.4 millones de dólares americanos de impuestos Impuestos y hon. fiduciarios $16.5 millones (1.6 millones de dólares americanos)y honorarios fiduciarios

1 módulo tipo ciclo combinado, con una 307.9 millones de dólares americanos 338.5 millones de dólares americanos de intereses 307.9 millones de dólares americanos Principal $146.4 millones (14.2 millones de dólares americanos) Hasta el año 2016 3,174,737.8 107,621.3 2,920,566.5 10,436.0 283,206.4 93,315.3 2,837,587.3 9,656.6 310,380.0capacidad de 497.6 MW, de la C.C.C. Rosarito III Intereses $456.8 millones (44.3 millones de dólares americanos)

37.1 millones de dólares americanos de impuestos Impuestos $50.5 millones (4.9 millones de dólares americanos)

2 Unidades integrales geotermoeléctricas, con 18.2 millones de dólares americanos 8.7 millones de dólares americanos de intereses 18.2 millones de dólares americanos Principal (Una sola exhibición al final) Hasta el año 2011 187,673.0 - $ 187,673.1 - 18,198.6 - 175,851.0 - 19,234.9capacidad total de 10 MW para la Intereses $10.3 millones (1.0 millones de dólares americanos)C.G. Tres Vírgenes 0.6 millones de dólares americanos de impuestos Impuestos y hon. fiduciarios $0.5 millones (0.047 millones de dólares americanos)

y honorarios fiduciarios

1 Unidad termoeléctrica de 39.4 MW, de la C.D. 61.3 millones de dólares americanos 29.1 millones de dólares americanos de intereses 61.3 millones de dólares americanos Principal $22.7 millones (2.2 millones de dólares americanos) Hasta el año 2011 631,863.9 47,463.6 562,087.6 4,602.5 54,505.5 21,526.9 570,566.5 2,227.7 62,409.5Puerto San Carlos II Intereses $28.9 millones (2.8 millones de dólares americanos)

0.6 millones de dólares americanos de impuestos Honorarios fiduciarios $0.6 millones (0.06 millones de dólares americanos)

2 Pozos geotérmicos 7.6 millones de dólares americanos 2.7 millones de dólares americanos de intereses 7.6 millones de dólares americanos Principal 78,660.0 7,977.0 70,683.0 773.5 6,854.1 - - - -

LT 211 CABLE SUBMARINO 100.0 millones de dólares americanos 50.3 millones de dólares americanos de intereses 100.0 millones de dólares americanos Principal $241.3 millones (23.4 millones de dólares americanos) Hasta el año 2013 1,031,445.1 136,924.5 653,163.7 13,277.5 63,337.1 75,388.5 740,358.7 7,801.4 80,981.7

3.1 millones de dólares americanos de impuestosy honorarios fiduciarios Intereses $282.6 millones (27.4 millones de dólares americanos)

Impuestos y hon. fiduciarios $16.5 millones (1.6 millones de dólares americanos)

SE 212 SF6 POTENCIA 104.7 millones de dólares americanos 104.8 millones de dólares americanos de intereses 104.7 millones de dólares americanos Principal $109.3 millones (10.6 millones de dólares americanos) Hasta el año 2013 1,079,835.5 39,077.6 931,315.9 3,789.3 90,309.4 36,618.1 909,314.9 3,789.4 99,462.4

5.3 millones de dólares americanos de impuestosy honorarios fiduciarios Intereses $270.2 millones de dólares (26.2 millones de dólares americanos)


SE 213 SF6 DISTRIBUCIÓN 70.5 millones de dólares americanos 105.2 millones de dólares americanos de intereses 70.5 millones de dólares americanos Principal $129.9 millones (12.6 millones de dólares americanos) Hasta el año 2013 726,688.2 42,179.6 554,107.2 4,090.1 53,731.6 39,524.7 558,755.6 4,090.1 61,117.6



LT 214 SURESTE PENINSULAR 35.4 millones de dólares americanos 31.2 millones de dólares americanos de intereses 35.4 millones de dólares americanos Principal $7.2 millones (0.7 millones de dólares americanos) Hasta el año 2010 365,090.6 4,260.0 353,193.3 413.1 34,249.0 3,994.9 321,774.1 413.4 35,196.2



LT 215 SURESTE PENINSULAR 97.8 millones de dólares americanos 92.4 millones de dólares americanos de intereses 97.8 millones de dólares americanos Principal $69.1 millones (6.7 millones de dólares americanos) Hasta el año 2015 1,008,349.3 38,618.3 894,591.0 3,744.8 86,748.2 33,398.9 876,447.5 3,456.2 95,867.3



LT 216 NOROESTE 44.9 millones de dólares americanos 22.0 millones de dólares americanos de intereses 44.9 millones de dólares americanos Principal $115.5 millones (11.2 millones de dólares americanos) Hasta el año 2009 462,975.4 42,824.3 303,278.3 4,152.7 29,408.8 38,542.6 306,737.2 3,988.5 33,551.4



LT 217 NOROESTE 65.3 millones de dólares americanos 61.5 millones de dólares americanos de intereses 65.3 millones de dólares americanos Principal Hasta el año 2009 673,293.6 - 673,293.7 - 65,289.1 - 613,344.3 - 67,088.6



SE 218 NOROESTE 50.7 millones de dólares americanos 34.3 millones de dólares americanos de intereses 50.7 millones de dólares americanos Principal $82.5 millones (8.0 millones de dólares americanos) Hasta el año 2015 522,399.4 33,443.8 406,521.1 3,243.0 39,420.2 29,045.0 412,272.3 3,005.7 45,095.0Intereses $121.7 millones (11.8 millones de dólares americanos)impuestos y hon. fiduciarios $6.2 millones (0.6 millones de dólares americanos)


NOTA 10 PIDIREGAS (continuación)

Monto de los pagos Saldos al 31 de diciembre de 2002 (Miles) Saldos al 31 de diciembre de 2001 (Miles)Pactados equivalentes a las rentas Moneda nacional Moneda extranjera Moneda nacional Moneda extranjera

Intereses, impuestos, Monto totalTipo de activo Valor de la instalación otros y hon. fiduciarios Principal Pagos hasta dic. 2002 Vigencia del contrato del proyecto Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo

SE 219 SURESTE-PENINSULAR 33.8 millones de dólares americanos 16.8 millones de dólares americanos de intereses 33.8 millones de dólares americanos Principal $104.2 millones (10.1 millones de dólares americanos) Hasta el año 2009 $ 348,509.4 $ 32,957.7 $ 211,046.8 3,195.9 20,465.1 $ 29,862.4 $ 228,548.8 3,090.3 24,999.0



SE 220 ORIENTAL-CENTRO 62.8 millones de dólares americanos 41.4 millones de dólares americanos de intereses 62.8 millones de dólares americanos Principal $84.6 millones (8.2 millones de dólares americanos) Hasta el año 2009 648,125.6 36,000.4 527,513.3 3,490.9 51,152.8 31,211.6 528,045.5 3,229.9 57,758.5



SE 221 OCCIDENTAL 72.5 millones de dólares americanos 52.2 millones de dólares americanos de intereses 72.5 millones de dólares americanos Principal $26.8 millones (2.6 millones de dólares americanos) Hasta el año 2014 747,769.2 53,560.1 671,189.7 5,193.7 65,085.1 16,149.4 659,542.6 1,671.2 72,141.9



L.T. 301 CENTRO 44.5 millones de dólares americanos 16.9 millones de dólares americanos de intereses 44.5 millones de dólares americanos Principal $23.7 millones (2.3 millones de dólares americanos) Hasta el año 2011 459,359.2 48,383.8 382,762.2 4,691.8 37,116.3 15,958.5 143,626.2 1,651.4 15,710.1Intereses $20.6 millones (2.0 millones de dólares americanos)

L.T. 302 SURESTE 41.2 millones de dólares americanos 18.9 millones de dólares americanos de intereses 41.2 millones de dólares americanos Principal $38.2 millones (3.7 millones de dólares americanos) Hasta el año 2011 424,428.0 44,245.7 353,965.4 4,290.5 34,323.9 24,566.8 221,101.1 2,542.2 24,184.4Intereses $36.1 millones (3.5 millones de dólares americanos)

L.T. 303 IXTAPA-PIE DE LA CUESTA 27.7 millones de dólares americanos 11.6 millones de dólares americanos de intereses 27.7 millones de dólares americanos Principal $28.9 millones (2.8 millones de dólares americanos) Hasta el año 2011 285,445.0 28,544.6 228,356.0 2,768.0 22,143.6 26,747.8 241,326.8 2,768.0 26,396.7Intereses $22.7 millones (2.2 millones de dólares americanos)

L.T. 304 NOROESTE 28.2 millones de dólares americanos 14.1 millones de dólares americanos de intereses 28.2 millones de dólares americanos Principal $28.9 millones (2.8 millones de dólares americanos) Hasta el año 2011 291,023.0 29,102.3 232,818.4 2,822.0 22,576.3 27,270.5 243,654.4 2,822.0 26,651.3Intereses $33.0 millones (3.2 millones de dólares americanos)

L.T. 305 CENTRO-ORIENTE 36.5 millones de dólares americanos 17.7 millones de dólares americanos de intereses 36.5 millones de dólares americanos Principal $37.1 millones (3.6 millones de dólares americanos) Hasta el año 2011 376,185.9 37,618.7 300,948.7 3,647.9 29,182.9 35,250.8 313,621.4 3,647.9 34,304.4Intereses $38.2 millones (3.7 millones de dólares americanos)

L.T. 306 SURESTE 45.0 millones de dólares americanos 18.9 millones de dólares americanos de intereses 45.0 millones de dólares americanos Principal $46.4 millones (4.5 millones de dólares americanos) Hasta el año 2011 463,949.1 46,395.0 371,159.0 4,498.9 35,991.2 43,474.7 389,454.8 4,498.9 42,599.2Intereses $38.2 millones (3.7 millones de dólares americanos)



SE 401 OCCIDENTAL-CENTRAL 48.0 millones de dólares americanos 16.0 millones de dólares americanos de intereses 48.0 millones de dólares americanos Principal Hasta el año 2012 495,118.4 42,125.4 452,992.8 4,084.9 43,926.6 - - - -Intereses $1.0 millones (0.1 millones de dólares americanos)

SE 402 ORIENTAL PENINSULAR 5.4 millones de dólares americanos 2.0 millones de dólares americanos de intereses 5.4 millones de dólares americanos Principal Hasta el año 2012 55,187.8 2,759.5 52,428.3 267.6 5,084.0 - - - -Intereses

L.T. 403 NORESTE 72.5 millones de dólares americanos 26.8 millones de dólares americanos de intereses 72.5 millones de dólares americanos Principal $37.1 millones (3.6 millones de dólares americanos) Hasta el año 2012 747,603.8 75,166.5 635,733.9 7,288.9 61,646.9 - - - -Intereses $20.6 millones (2.0 millones de dólares americanos)

L.T. 404 NOROESTE-NORTE 40.5 millones de dólares americanos 15.2 millones de dólares americanos de intereses 40.5 millones de dólares americanos Principal $10.3 millones (1.0 millones de dólares americanos) Hasta el año 2011 417,630.1 45,221.1 361,769.9 4,385.1 35,080.7 - - - -Intereses $11.3 millones (1.1 millones de dólares americanos)

L.T. 406 RED ASOCIADA A TUXPAN II, III y IV 72.6 millones de dólares americanos 30.0 millones de dólares americanos de intereses 72.6 millones de dólares americanos Principal $49.5 millones (4.8 millones de dólares americanos) Hasta el año 2012 748,341.1 76,696.1 622,094.0 7,437.2 60,324.3 46,432.1 417,889.2 4,804.9 45,709.4Intereses $45.4 millones (4.4 millones de dólares americanos)

L.T. 407 RED ASOCIADA A ALTAMIRA II, III y IV 252.7 millones de dólares americanos 105.9 millones de dólares americanos de intereses 252.7 millones de dólares americanos Principal $85.6 millones (8.3 millones de dólares americanos) Hasta el año 2012 2,606,435.2 268,628.1 2,252,240.1 26,048.8 218,399.0 80,181.0 721,627.6 8,297.4 78,932.8Intereses $103.1 millones (10.0 millones de dólares americanos)

2L.T. 408 NACOZARI-NOGALES 36.1 millones de dólares americanos 13.1 millones de dólares americanos de intereses 36.1 millones de dólares americanos Principal Hasta el año 2012 372,761.0 38,470.4 334,290.4 3,730.5 32,416.0 - - - -ÁREAS NOROESTE Intereses

2L.T. 410 SISTEMA NACIONAL 173.2 millones de dólares americanos 63.3 millones de dólares americanos de intereses 173.2 millones de dólares americanos Principal Hasta el año 2012 1,785,864.7 116,693.7 1,669,171.3 11,315.8 161,859.0 - - - -Intereses

2L.T. 411 SISTEMA NACIONAL 66.7 millones de dólares americanos 22.8 millones de dólares americanos de intereses 66.7 millones de dólares americanos Principal Hasta el año 2012 688,123.3 56,168.1 631,955.1 5,446.6 61,280.5 - - - -Intereses $3.1 millones (0.3 millones de dólares americanos)

Partidas pendientes de aplicar a proyectos específicos $ (32,598.1) (3,161.0)

Total parcial de PIDIREGAS $ 37,182,619.3 $ 2,464,052.0 1_/ $ 30,565,601.0 $ 1,601,198.2 $ 24,291,909.5

TOTAL DEL PASIVO POR ARRENDAMIENTO FINANCIERO Y PIDIREGAS $ 37,182,619.3 $ 8,860,236.0 $ 39,184,603.0 $ 4,648,136.0 $ 38,898,390.6

1_/ EL PAGO DE CAPITAL DE CORTO PLAZO DE PIDIREGAS, SE ENCUENTRA AUTORIZADO EN EL PRESUPUESTO DE EGRESOS DE LA FEDERACION DEL AÑO 2003

8382


NOTA 11 DEUDA DOCUMENTADA Los saldos de la deuda documentada al 31 de diciembre de 2002 y 2001 se integran como sigue:

DEUDA EXTERNA2 0 0 2 2 0 0 1

Moneda Moneda extranjera Moneda Moneda extranjeraDeuda externa Tipo de crédito Tasa de interés ponderada Vencimientos nacional (miles) nacional (miles)

EN DÓLARES AMERICANOS: al tipo de cambio por dólar Inversión-créditos conjuntos Fija del 1.59% al 8.62% Varios hasta 2010 $ 2,084,106 202,095 $ 1,845,219 190,949 de $10.3125 para 2002 y de $9.1423 para 2001 Inversión-otros organismos internacionales Fija del 1.25% al 2.00% Varios hasta 2024 2,833,299 274,744 2,790,213 288,740

Inversión-crédito comprador instituciones financieras Fija del 1.97% al 9.65% Varios hasta 2011 4,083,524 395,978 3,317,420 343,297 Inversión-créditos proveedores Fija del 2.50% al 7.42% Varios hasta 2004 75,695 7,340 120,831 12,504 Financieras-emisión de valores Fija del 6.80% Varios hasta 2002 - - 3,382,194 350,000Otras instituciones financieras Fija del 2.14% a 8.42% Varios hasta 2002 7,405 718 123,711 12,802

SUMAN DÓLARES AMERICANOS: $ 9,084,029 880,875 $ 11,579,588 1,198,292

EN EUROS: al tipo de cambio por euros de $10.8188 para 2002 Inversión-créditos comprador Fija del 4.88% Varios hasta 2002 12,778 1,181 - - Instituciones financieras Fija del 9.65%Inversión-créditos conjuntos Fija del 2.00% 60,586 5,600 - - Inversión-otros organismos internacionales 92,945 8,591 - -

SUMA EUROS $ 166,309 15,372 - -

EN MARCOS ALEMANES: al tipo de cambio por marco alemán Inversión-créditos comprador-instituciones financieras Fija del 5.84% Varios hasta 2002 $ - - $ 901 206 de $4.1368 para 2001 Inversión-créditos conjuntos Fija del 8.29% Varios hasta 2002 - - 8,867 2,028

SUMAN MARCOS ALEMANES: $ - - $ 9,768 2,234

EN FRANCOS SUIZOS: al tipo de cambio por franco suizo de $7.4572 Inversión-crédito comprador instituciones financieras Fija del 3.29% Varios hasta 2007 $ 200,331 26,864 $ 133,929 22,997 para 2002 $ 5.5097 para 2001 Inversión-créditos conjuntos Fija del 1.63% al 5.60% Varios hasta 2004 1,517,451 203,488 1,094,924 188,010

SUMAN FRANCOS SUIZOS: $ 1,717,782 230,352 $ 1,228,853 211,007

EN FRANCOS FRANCESES: al tipo de cambio por franco francés Inversión-créditos conjuntos Fija del 4.99% Varios hasta 2002 $ - - $ 4,116 3,157 de $1.2335 para 2001 Inversión-créditos comprador-instituciones financieras Fija del 9.64% Varios hasta 2003 - - 76,626 58,771

Inversión-otros organismos internacionales Fija del 2.00% Varios hasta 2023 - - 17,415 13,357

SUMAN FRANCOS FRANCESES: $ - - $98,157 75,285

EN YENES JAPONESES: al tipo de cambio por yen japonés de $0.0869 Inversión-créditos conjuntos Fija del 5.50% Varios hasta 2010 $ 658,067 7,572,689 $ 407,938 5,537,147 para 2002 y de $0.0697 para 2001 Inversión-créditos proveedores Fija del 2.5% Varios hasta 2003 24,872 286,212 63,258 858,636

682,939 7,858,901 471,196 6,395,783

Bono 3.83% Varios hasta 2032 2,780,800 32,000,000 $ - - Bienes recibidos por instrumentos financieros, neto (Nota 11b) (1,849) - - -

$ 2,778,951 32,000,000 $ - -SUMAN YENES JAPONESES: $ 3,461,890 39,858,901 $ 471,196 6,395,783

EN CHELINES AUSTRIACOS: al tipo de cambio por chelín Inversión-créditos comprador-instituciones financieras Fija del 5.59% al 8.57% Varios hasta 2004 - - $ 60,590 97,487de $0.7862 para 2001

TOTAL DEUDA EXTERNA $ 14,430,010 $ 13,448,152

DEUDA INTERNA

EN DÓLARES AMERICANOS: al tipo de cambio por dólar de NAFIN-otros organismos internacionales Costo empréstitos anual BID 10% Varios hasta 2011 $ 2,494,417 241,883 $ 2,523,792 261,170$10.3125 para 2002 y de $9.1423 para 2001 NAFIN-BIRF Fija del 8.60% Varios hasta 2007 $ 3,321,760 322,110 $ 3,845,463 397,940

Inversión-Créditos proveedores Fija del 3.280% Varios hasta 2004 $ 3,308 321 4,648 481Financieras-Créditos revolventes $ 132,128 12,812 $ 871,224 90,157

SUMAN DÓLARES AMERICANOS: $ 5,951,613 577,126 $ 7,245,127 749,748

MONEDA NACIONAL Financieros-Emisión de valores 471,865 $ 507,604

TOTAL DEUDA INTERNA $ 6,423,478 $ 7,752,731

Resumen

Total deuda externa $ 14,430,010 $ 13,448,152

Total deuda interna $ 6,423,478 $ 7,752,731

Total deuda documentada 20,853,488 $ 21,200,883

Total a corto plazo $ 3,230,396 $ 7,025,550

Total a largo plazo $ 17,623,092 $ 14,175,333

Total del corto y largo plazo $ 20,853,488 $ 21,200,883


Nota 12. OBLIGACIONES LABORALES AL RETIRO

El Organismo determina su pasivo y el costo anual de

prima de antigüedad y jubilaciones con base al estudio

actuarial llevado a cabo por actuario independiente

c o n f o rme a las bases definidas en los planes, utilizando

el método de crédito unitario proyectado.

Los principales conceptos que se derivan del estudio

actuarial para cuantificar los pasivos laborales de CFE

para 2002, se analizan a continuación:

87

Nota 11. DEUDA DOCUMENTADA

En los contratos de préstamos se establecen obligacio-

nes de hacer y no hacer para los acreditados, siendo las

más importantes las siguientes:

– E n t regar la información que le solicite la "Acre d i-

tante" para el seguimiento y supervisión del crédito.

– E n t regar estados financieros internos por trimestre

calendario, debidamente firmados que incluyen re l a-

ciones analíticas de sus principales cuentas colectivas.

– E n t regar estados financieros dictaminados anual-

mente de los que generen durante la vigencia de los

créditos, incluyendo texto del dictamen y notas

aclaratorias.

Todas estas obligaciones, han sido cumplidas al 31 de

d i c i e m b re de 2002, adicionalmente, los contratos de cré-

ditos no establecen restricciones sobre la estru c t u r a

financiera del Org a n i s m o .

a. El pasivo a largo plazo por deuda documentada,

vence como sigue:

Año que terminará el 31 de diciembre de

2004 $ 2,837,208

2005 2,376,719

2006 2,170,086

2007 1,415,667

2008 1,138,818

Años posteriores 7,684,594

$ 17,623,092

b. El 17 de septiembre de 2002, CFE colocó en el merc a-

do japonés un bono por un monto de 32 mil millones de

yenes japoneses a una tasa de interés de 3.83% anual y

vencimiento en septiembre de 2032. De manera simul-

tánea, CFE realizó una operación de cobertura por la

cual recibió un monto de $269,474,000 dólares ameri-

canos, equivalentes a los 32 mil millones de yenes al tipo

de cambio spot de la fecha de la operación de 118.7499

yenes por dólar americano. La operación de cobert u r a

consistió en una serie de Forw a rds de divisa que perm i-

t i e ron fijar el tipo de cambio yen/dólar, durante el plazo

establecido de la operación en 54.0157 yenes por dólar

americano. Como resultado de la operación de cobert u-

ra, CFE paga una tasa de interés equivalente al 8.42%

anual en dólares. El efecto de los Forw a rds de divisa se

registra en el costo integral de financiamiento, una

ganancia (pérdida) en dicho costo compensa una pérd i-

da (ganancia) en el pasivo subyacente.

La obligación final de la CFE es pagar los yenes japone-

ses con base en los vencimientos al acre e d o r, teniendo

el derecho de recibir de la institución con la cual se con-

trató la cobertura, yenes a cambio de ciertos dólare s

establecidos en el contrato del instrumento financiero .

El resultado de la transacción con la institución con la

cual se contrató el instrumento financiero es como

sigue:

Primas de antigüedad y otras

Jubilaciones compensaciones Total

Obligaciones por

beneficios proyectados $ 114,677,080 $ 22,158,160 $ 136,835,240

Obligaciones por

beneficios actuales $ 105,333,464 $ 19,884,780 $ 125,218,244

Menos- Activos del plan (1,957,000) - (1,957,000)

Pasivo neto actual 103,376,464 19,884,780 123,261,244

Activo intangible

pendiente de amortizar (10,376,980) (315,540) (10,692,520)

$ 92,999,484 $ 19,569,240 $ 112,568,724

Costo laboral del año $ 9,566,160 $ 3,184,850 $ 12,751,010

Años remanentesPrimas de antigüedad

Concepto Jubilaciones y otras compensaciones

Servicios pasados y

modificaciones al plan 12.64 -

Pasivo de transición 10.41 6.55

Variaciones en supuestos 12.25 8.22

Tipo de Moneda

cambio nacional

Bienes a recibir (activo) 32,000,000,000

yenes 0.0869 $ 2,780,800

Bienes a entregar (pasivo) 269,474,000

dólares americanos 10.3125 2,778,951

Bienes a recibir, neto $ 1,849

A partir del 17 de marzo de 2003 y hasta el 17 de sep-

t i e m b re de 2032, la CFE está obligada a realizar pagos

semestrales por la cantidad de 11,344,855.40 dólare s

americanos equivalentes a 612,800,000 yenes japoneses,

por lo que la suma total que la CFE está obligada a

entregar en los próximos 30 años es de 680,691,324 dó-

l a res americanos y el monto total que recibirá será de

36,768,000,000 yenes japoneses.

Adicionalmente, al término del contrato de cobertura, las

p a rtes celebraron un contrato de opción de tipo euro p e o ,

por la cual, en caso de que la contra-parte decida ejerc e r

la opción, la CFE se obliga a venderle 32,000,000,000 de

yenes japoneses a cambio de 1,151,079,000 dólares ameri-

canos, a un precio de ejercicio de 27.8 yenes japoneses

por dólar americano.

En caso de que la CFE decidiera cancelar en form a

a n t icipada la cobertura (“ford w a rd” de divisa), se origi-

naría una pérdida que estimada al 31 de diciembre de

2002 ascendería a la cantidad de 22 millones de dólare s

americanos, aproximadamente. La pérdida fue estimada

por de J. Aron & Company, tomando como base el valor

razonable de la cobertura a la fecha de la estimación.

El período de amortización de las partidas pendientes

de amortizar es de:

El costo neto del período se integra por:

Costo de servicios del año $ 4,602,300

Amortización de servicios pasados 200,130

Amortización de pasivo de transición 2,111,720

Amortización de variaciones en

supuestos 2,071,210

Costo financiero del año 3,890,150

Menos – Rendimiento de los

activos del fondo (124,500)

Costo neto del período $ 12,751,010

Las tasas anuales en términos reales utilizadas en el

cálculo de las obligaciones por beneficios pro y e c t a d o s

y rendimientos de activos del plan, fueron:

Tasa de descuento 3.50%

Tasa de incremento al salario 1.5%

Tasa estimada a largo plazo de los

rendimientos de los activos del plan 4.0%

Tasa de inflación anual 5.7%


Nota 14. DISTRIBUCIÓN DEL PATRIMONIO

ACTUALIZADO

De acuerdo con lo señalado en la Nota 3, al 31 de di-

c i e m b re de 2002 la actualización del patrimonio se

muestra a continuación:

El estudio actuarial realizado por perito independiente

que se utilizó para cuantificar los pasivos laborales de CFE

para 2001, reporta la siguiente información relevante:

Las tasas anuales en términos reales utilizadas en el

cálculo de las obligaciones por beneficios pro y e c t a d o s

y rendimientos de activos del plan para 2001 fueron:

Tasa de descuento 5.0%

Tasa de incremento al salario 2.5%

Tasa estimada a largo plazo de

los rendimientos de los activos del plan 6.0%

Tasa de inflación anual 4.4%

Los incrementos a esta re s e rva que fueron capitalizad o s

a obras en proceso por el personal permanente que

labora en las áreas de construcción fue de $552,949 en

2002 y $744,937 en 2001 (Nota 8).

Al 31 de diciembre de 2002 y 2001 los activos del plan

están re p resentados por una inversión en valores de

renta fija, que están asignados para financiar pro v i s i o n a l-

mente el pasivo laboral, en tanto se define una estrate-

gia definitiva para obtener recursos adicionales para este

p ropósito e iniciar a cubrir la insuficiencia del fondo.

Nota 13. TRANSACCIONES CON EL GOBIERNO

FEDERAL

Las transacciones celebradas con el Gobierno Federal

durante los años terminados el 31 de diciembre de 2002

y 2001 y que no re p resentan movimiento de flujo de

efectivo, fueron las siguientes:

Nota 15. PÉRDIDA INTEGRAL

La pérdida integral por los años terminados el 31 de

diciembre de 2002 y 2001, se analiza como sigue:

Nota 16. OTROS (GASTOS) INGRESOS, NETO

O t ros (gastos) ingresos, neto en 2002 y 2001, se integran

como sigue:

2002 2001

Otros ingresos $ 5,166,122 $ 3,973,749

Otros gastos (5,603,687) (1,923,100)

$ (437,565) $ 2,050,649

Nota 17. IMPUESTO SOBRE LA RENTA SOBRE EL

REMANENTE DISTRIBUIBLE

Durante los ejercicios de 2002 y 2001, se causó ISR sobre

el remanente distribuible por $554,921 y $500,205,

respectivamente, mismos que fueron determinados con

fundamento en los artículos 95 y 102 de la Ley del Im-

puesto sobre la Renta, y se presenta en el estado de

resultados.

2002 2001

(Pérdida) utilidad neta según estado de resultados $ (5,515,674) $ 6,500,660

Exceso (insuficiencia) en la actualización del patrimonio 2,101,648 (1,460,298)

Corrección al registro de activos por revaluación (Nota 3n) (5,320,294) -

Cargo por pasivo adicional de obligaciones laborales al retiro (27,461,761) (4,891,532)

Insuficiencia del aprovechamiento sobre las transferencias virtuales del

Gobierno Federal (2,505,299) (5,924,735)

$ (38,701,380) $ (5,775,905)

2002 2001

Aprovechamiento a cargo de CFE determinado mediante la aplicación

de una tasa del 9% sobre los activos fijos netos del año anterior $ (39,986,248) $ (40,711,808)

Transferencias virtuales del Gobierno Federal para complementar

tarifas deficitarias 42,491,547 46,636,542

Insuficiencia del aprovechamiento sobre las transferencias virtuales

para complementar tarifas deficitarias $ 2,505,299 $ 5,924,734

Valores expresados en pesos de cierre de 2002Primas de antigüedad

Jubilaciones y otras compensaciones Total

Obligaciones por beneficios proyectados $ 82,711,085 $ 18,539,230 $ 101,250,315

Obligaciones por beneficios actuales $ 72,171,388 $ 15,403,450 $ 87,574,838

Menos- Activos del plan (1,554,805) - (1,554,805)

Pasivo neto actual 70,616,583 15,403,450 86,020,033

Activo intangible pendiente de amortizar (8,320,545) (889,233) (9,209,778)

$ 62,296,038 $ 14,514,217 $ 76,810,255

Costo laboral del año $ 7,553,037 $ 2,973,140 $ 10,526,177

Valor nominal Actualización Total

Patrimonio acumulado $ 31,719,847 $ 344,548,134 $ 376,267,981

Aportaciones recibidas 2,801,089 74,901 2,875,990

Pérdida neta del año (5,372,026) (143,648) (5,515,674)

Insuficiencia en la actualización del patrimonio - (5,367,149) (5,367,149)

$ 29,148,910 $ 339,112,238 $ 368,261,148


Estos activos y pasivos en moneda extranjera se con-

v i rt i e ron en moneda nacional al tipo de cambio esta-

blecido por la Unidad de Contabilidad Gubernamental e

I n f o rmes sobre la Gestión Pública, dependiente de la

S H C P, conforme a la circular denominada "Tipos de cam-

bio de divisas extranjeras para cierres contables al 31 de

diciembre de 2002", como sigue:

Moneda 2002 2001

Dólares americanos $ 10.3125 $ 9.1423

Euros 10.8188 8.0909

Yenes japoneses 0.0869 0.0697

Francos suizos 7.4572 5.5097

Al 20 de marzo de 2003, la tendencia de los tipos de cam-

bio continúa siendo desfavorable para el Org a n i s m o .

Nota 19. CONTINGENCIA

El 16 de agosto de 2002, el Poder Ejecutivo envió a la Cá-

mara de Senadores del Poder Legislativo Federal, las inicia-

tivas de re f o rmas constitucionales, y legales en materia de

e n e rgía eléctrica. A la fecha de emisión de los estados fi-

n a n c i e ros se encuentra en discusión, desconociéndose su

posible impacto en las cifras que se pre s e n t a n .

Nota 20. COMPROMISOS

Contratos formalizados con pro d u c t o res independientes

de energía. Al 31 de diciembre de 2002, se han firm a d o

16 contratos con inversionistas privados, denominados

p ro d u c t o res independientes de energía, donde se esta-

blece la obligación para CFE de pagar diversas contra-

p restaciones a cambio de que éstos garanticen el serv i c i o

de suministro de energía, con base en una capacidad de

generación previamente establecida, a través de plantas

de generación de energía financiadas y construidas por

su cuenta.

C o n f o rme a lo indicado anteriormente, la inform a c i ó n

básica de las plantas de generación contratadas en estas

condiciones, que originarán pagos futuros variables por

concepto de compra de energía eléctrica, es la siguiente:

La obligación de pagos futuros para CFE incluye: a) re-

glas para cuantificar el monto de adquisición de las

plantas generadoras cuando ocurra algún evento con-

tingente que sea tipificado de fuerza mayor en los tér-

minos de cada contrato, aplicable desde la etapa de

c o n s t rucción de cada proyecto hasta el vencimiento

de los contratos y, b) cargos fijos por capacidad de gene-

ración de energía, así como cargos variables por opera-

ción y mantenimiento de las plantas generadoras, los

cuales se determinan conforme a términos variables

e stablecidos en los contratos, aplicables desde la etapa

de las pruebas de arranque hasta el vencimiento de

los contratos.

De acuerdo con lo anterior, al 31 de diciembre de 2002,

la CFE tiene un compromiso del orden de $50,693.9 mi-

llones, equivalente a 4,915.7 millones de dólares ameri-

canos, mismo que considera el cargo fijo por capacidad

que se encuentra en operación, el cual está relacionado

con el servicio y amortización de la deuda adquirida por

el pro d u c t o r, reflejando los pagos que la CFE tendrá que

hacer al productor externo por tener capacidad de

generación eléctrica disponible para este Org a n i s m o .

Existen compromisos adicionales para CFE, en caso de

que ocurriera alguna situación fortuita o de fuerz a

mayor y eventos de incumplimiento considerados

c o n t r a c t u a l m e n t e .

Fideicomisos y contratos de arre n d a m i e n t o . A partir de

1996, CFE ha celebrado distintos contratos de fidei-

comiso con diversas instituciones financieras mexicanas

que actúan como fiduciarias y con empresas del sector

privado. En estos contratos de fideicomiso, dichas em-

p resas privadas participan como constructoras de pro-

yectos de inversión en centrales generadoras de energ í a ,

subestaciones eléctricas y líneas de transmisión de

e n e rgía, mediante financiamientos que obtienen en el

país y el extranjero para posteriormente, arrendarle al

O rganismo estos activos, celebrando los corre s p o n d i e n-

tes contratos de arrendamiento, cuyos activos serán

p ropiedad de CFE al vencimiento de cada uno de los

c o n t r a t o s .

A partir del ejercicio 2001, los proyectos recibidos por la

CFE, corresponden al esquema de Obra Pública Finan-

ciada ("OPF"), cuya modalidad de generación de in-

f r a e s t ructura eléctrica, consiste en que una vez que el

p royecto inicia su operación comercial, la CFE lo re c i b e

en propiedad y se hace cargo de su operación y man-

tenimiento, pagando al constructor en una sola exhibi-

ción a precio alzado del proyecto establecido en el

contrato, a la aceptación provisional de las obras. CFE

ha venido contratando de manera directa préstamos

para el pago de estos pro y e c t o s .

Tanto la construcción de las plantas, instalaciones y

equipos, como la obtención del financiamiento durante

el período de construcción, son responsabilidad ex-

clusiva del licitante ganador, por lo que la CFE queda

desligada de cualquier responsabilidad o riesgo deriva-

do de los mismos.

Como resultado de lo indicado anteriormente, CFE tiene

f i rmados al 31 de diciembre de 2002 diversos contratos

de arrendamiento, cuyos compromisos de pago iniciarán

en las fechas en que los inversionistas privados term i n e n

la construcción de cada uno de los proyectos de inver-

sión y le entreguen al Organismo los bienes para su

operación. Los montos estimados de estos contratos de

a rrendamiento, y las fechas estimadas de term i n a c i ó n

de la construcción e inicio de operación, son los que se

muestran en el cuadro siguiente:

Planta Vigencia del contrato Capacidad de generación Fechas programadas para su

(en años) (en MW) entrada en operación comercial1

Mérida III 25.50 484.0 9 de junio de 2000 Fase I

14 de octubre de 2000 Fase II

Río Bravo II (Anáhuac) 25.0 495.0 18 de enero de 2002

Hermosillo 25.0 237.8 1 de octubre de 2001

Saltillo 25.0 247.5 19 de noviembre de 2001

Bajío (El Sauz) 25.0 495.0 9 de marzo de 2002

Bajío (generación

complementaria) 5.0 96.7 9 de marzo de 2002

Tuxpan II 25.0 495.0 15 de diciembre de 2001

Monterrey III 25.0 449.0 27 de abril de 2002

Altamira II 25.0 495.0 1 de mayo de 2002

Campeche 25.0 252.4 11 de marzo de 2003

Naco-Nogales 25.0 258.0 1 de abril de 2003

Rosarito IV (U 10 y 11) 25.0 489.0 1 de abril de 2003

Chihuahua III 25.0 259.0 30 de mayo de 2003

Tuxpan III y IV 25.0 900.0 30 de mayo de 2003

Altamira III y IV 25.0 1,035.0 1 de octubre de 2003

Río Bravo III 25.0 495.0 1 de abril de 2004

1. Las fechas anteriores al 31 de diciembre de 2002 representan fechas reales de entrada en operación comercial.

91

Nota 18. POSICIÓN EN MONEDA EXTRANJERA

Al 31 de diciembre de 2002 la CFE tenía activos y pasivos

en monedas extranjeras (cifras expresadas en miles)

como sigue:

Activos Pasivos

Efectivo e

inversiones Arrendamiento

de inmediata Deuda Deuda de equipo Porción

realización Proveedores interna externa y PIDIREGAS corta

Dólares americanos 424 13,641 577,126 880,875 4,369,628 5,840,846

Euros - - - 15,372 80,035 95,407

Yenes japoneses 1,391 - - 39,858,901 24,966,582 64,824,092

Francos suizos - - - 230,352 - 230,352


plos de indicios de la existencia de un posible deterioro

en el valor de los activos de larga duración en uso, tan-

gibles e intangibles, incluyendo el crédito merc a n t i l .

Para calcular la pérdida por deterioro, se debe determ i-

nar el valor de recuperación que ahora se define como

el mayor entre el precio neto de venta de una unidad

generadora de efectivo y su valor de uso, que es el

valor presente de los flujos netos de efectivo futuro s ,

utilizando una tasa apropiada de descuento. En las dis-

posiciones anteriores a este nuevo Boletín, se utilizan

flujos netos de efectivo futuros referidos al poder

adquisitivo a la fecha de evaluación, por lo que no se

requiere que dichos flujos sean descontados.

El Organismo no ha concluido la evaluación de los efec-

tos de la adopción de estos nuevos principios contables,

en su situación financiera y resultados.

Nota 22. EVENTOS SUBSECUENTES

El pasado 14 de marzo de 2003 se dio a conocer el

resultado de la licitación pública para la constru c c i ó n

del proyecto hidroeléctrico “El Cajón”, en el estado de

Nayarit, el cual será construido con financiamiento pri-

vado a largo plazo, cuyo impacto en el re g i s t ro del

gasto se difiere en varios ejercicios, bajo la modalidad

denominada PIDIREGAS con base en los lineamientos

de la NIF 09A. Para efectos de los estados financiero s

CFE seguirá la política de re g i s t ro que se explica en la

Nota 3a.

La oferta ganadora fue de 748 millones de dólares ame-

ricanos presentada por el consorcio conformado por las

e m p resas ICA Ingenieros Civiles Asociados, S.A. de C. V. ,

P romotora e Inversora ADISA, S.A. de C.V., La Peninsular

Compañía Constructora, S.A. de C.V., y Energo Mackex-

p o rt Power Machines.

El Cajón tendrá una capacidad instalada de 750 MW, en

dos unidades generadoras, la primera de éstas deberá

iniciar su operación a finales de febre ro del 2007 y la

segunda inicia operaciones en mayo de 2007.

93

Estos contratos se celebran bajo el esquema de PIDIRE-

GAS (Nota 3) y la CFE aplicará la política contable para

efecto de estos estados financieros de conformidad con

los PCGA; el monto total de cada uno de los contratos

deberá ser registrado contablemente en el momento

en que los riesgos y beneficios del activo se transfieran

a la CFE.

Nota 21. NUEVOS PRONUNCIAMENTOS CONTABLES

En diciembre de 2001, el Instituto Mexicano de Conta-

d o res Públicos ("IMCP") emitió el nuevo Boletín C-9

“Pasivo, Provisiones, Activos y Pasivos Contingentes y

C o m p romisos” ("C-9") cuyas disposiciones son obliga-

torias para los ejercicios que inicien a partir del 1o. de

e n e ro de 2003, aunque se recomienda su aplicación

anticipada. El C-9 sustituye las disposiciones del anterior

Boletín C-9 “Pasivo” y el C-12 “Contingencias y compro-

misos” y establece entre otros aspectos, mayor pre c i s i ó n

en conceptos relativos a provisiones, obligaciones acu-

muladas y pasivos contingentes, así como nuevas dis-

posiciones respecto al reconocimiento contable de pro v i-

siones, el uso del valor presente y la redención de

obligaciones cuando ocurre anticipadamente o se susti-

tuye por una nueva emisión.

En enero de 2002, el IMCP emitió el nuevo Boletín C-8

“Activos intangibles” ("C-8") con la misma vigencia y

recomendación señaladas para el Boletín C-9. El C-8

sustituye el anterior Boletín C-8 “Intangibles” y esta-

blece, entre otros, que los costos de desarrollo de un

p royecto se deben capitalizar si cumplen con los crite-

rios establecidos para su reconocimiento como activos;

los costos preoperativos que se incurran a partir de la

fecha en que se aplique este Boletín, deben registrarse

como un gasto del período. El saldo no amortizado de

los costos preoperativos capitalizados conforme el

Boletín C-8 anterior, se amortizarán de acuerdo con lo

establecido en dicho Boletín. Para efectos de re d u c i r

en lo posible el residuo que constituye un “crédito

m e rcantil” en el caso de adquisiciones de negocios, se

p ro p o rcionan conceptos de intangibles a identificar

y cuantificar.

En marzo de 2003, el IMCP emitió el Boletín C-15 "Dete-

r i o ro en el valor de los activos de larga duración y su dis-

posición" ("C-15"), de aplicación obligatoria para estados

f i n a n c i e ros de periodos que inicien el 1o. de enero de

2004, aunque se recomienda su aplicación anticipada.

El C-15 establece, entre otros aspectos, nuevas re g l a s

para el cálculo y reconocimiento de pérdidas por dete-

r i o ro de estos activos y su reversión, y presenta ejem-

Monto estimado del

contrato de arrendamiento

expresado en miles de

Fecha estimada

Dólares de inicio de

Capacidad americanos Pesos operaciones

SE 402 Oriente-Peninusular 666.9 MVA 73,130 $ 754,153 Mayo de 2003

SE 405 Compensación Alta Tensión 340.8 MVA 8,590 88,584 Abril de 2003

L.T. 407 Red Asoc. a. Altamira II,

III y IV-2a. fase 261.3 Km-c 44,850 462,515 Mayo de 2003

L.T. 408 Naco-Nogales-Área

Noroeste-2a. fase 99.0 Km-c 8,580 88,481 Marzo de 2003

L.T. 409 Manuel Moreno Torres Red

Asociada-2a. fase 785.4 Km-c 269,000 2,774,062 Octubre de 2003

SE 412 Compensación Norte 350.0 Km-c 22,000 226,875 Mayo de 2003

L.T. 414 Norte-Occidental 361.0 Km-c 64,790 668,147 Julio de 2003

SE 503 Oriental 189.4 MVA 21,400 220,687 Abril de 2003

SE 504 Norte Occidental 430.0 MVA 44,800 462,000 S e p t i e m b re de 2003

L.T. 506 Saltillo-Cañada 694.0 Km-c 242,020 2,495,831 Diciembre de 2003

L.T. 509 Red Asociada a la CC Río Bravo

III–1a. fase 500.0 MVA 31,230 322,059 N o v i e m b re de 2003

L.T. 607 Sistema Bajío Oriental 1,808.2 MVA 73,850 761,578 Febrero de 2004

L.T. 712 Red Asociada a la CC Baja

California Sur I 132.0 MVA 49,600 511,500 Enero de 2004

C.G. Los Azufres II Campo

Geotérmico Fase A 100.0 MW 108,700 1,120,969 Abril de 2003

C.C. El Sauz, Conversión de TGa CC 137.0 MW 113,800 1,173,562 Octubre de 2003

C.H. Manuel Moreno Torres (2a. Etapa) 930.0 MW 114,800 1,183,875 Abril de 2004

C.C.I. Guerrero Negro II 10.0 MW 27,500 283,594 Abril de 2004

C.C.I. Baja California Sur I 41.3 MW 59,700 615,656 Julio de 2004


Director General








H. Junta de Gobierno

Titulares

Presidente:

Ing. Ernesto Martens Rebolledo

Secretario de Energía

Lic. Francisco Gil Díaz

Secretario de Hacienda y Crédito Público

Dr. Luis Ernesto Derbez Bautista

Secretario de Economía

Lic. Víctor Lichtinger Waisman

Secretario de Medio Ambiente y Recursos

Naturales

Lic. Josefina Vázquez Mota

Secretaria de Desarrollo Social

Ing. Raúl Muñoz Leos

Director General de Petróleos Mexicanos

Sr. Leonardo Rodríguez Alcaine

Secretario General del SUTERM

Ing. Luis Silva Costilla

Secretario de Estadística, Promoción y Control

Interno del SUTERM

Ing. Luis Díaz Vargas

Secretario de Acción Política

y Asesoría de Industrias Conexas del SUTERM

Suplentes

Lic. Nicéforo Guerrero Reynoso

Subsecretario de Electricidad, SENER

Dr. Carlos Hurtado López

Subsecretario de Egresos, SHCP

Lic. Juan Antonio García Villa

Subsecretario de Normatividad y Servicios a la

Industria y al Comercio Exterior, SE

Lic. Cristóbal Jaime Jáquez

Director General de la Comisión Nacional del

Agua

Lic. Antonio Sánchez Díaz de Rivera

Subsecretario de Desarrollo Social y Humano,

SEDESOL

Ing. Armando Leal Santa Ana

Director General de PEMEX-Refinación

Secretariado de la H. Junta de Gobierno

Lic. José Rafael Robles Díaz

S e c retario y Director de Asuntos Jurídicos,

SENER

Lic. Fernando Bueno Montalvo

P ro s e c retario y Coordinador de Asuntos

Jurídicos, CFE

Titulares

Presidente:



Dr. Carlos Hurtado López

Subsecretario de Egresos, SHCP

Lic. Juan Antonio García Villa

Subsecretario de Normatividad y Servicios

a la Industria y al Comercio Exterior, SE

Lic. Cristóbal Jaime Jáquez

Director General de la Comisión Nacional del

Agua

Lic. Antonio Sánchez Díaz de Rivera

Subsecretario de Desarrollo Social y Humano,

SEDESOL

Ing. Armando Leal Santa Ana

Director General de PEMEX-Refinación

Ing. Luis Díaz Vargas

Secretario de Acción Política y Asesoría de

Industrias Conexas, SUTERM

Suplentes

Lic. Jorge Collard de la Rocha

Director General de Programación y

Presupuesto de Energía e Infraestructura,

SHCP

Lic. Mario Gallegos Duarte

Asesor Económico de la Subsecretaría de

Normatividad y Servicios a la Industria y al

Comercio Exterior, SE

Ing. Jesús Campos López

Subdirector General de Construcción de la

Comisión Nacional del Agua

Lic. Carlos Montemayor Guerrero

Director General de Medición y Seguimiento

de Programas de Desarrollo Social, SEDESOL

Ing. Jesús Aguirre Osete

Gerente de Programación y Coordinación

Operativa, PEMEX-Refinación

Secretariado del Comité

Lic. Fernando Bueno Montalvo

S e c retario y Coordinador de Asuntos Jurídicos, CFE

Lic. Jaime González Vázquez

P ro s e c retario y Asesor de la Dirección de

Finanzas, CFE

Comisariado Público

Propietario

C. P. Francisco Barrio Terrazas

S e c retario de Contraloría y Desarrollo Admi-

nistrativo

Suplente

Lic. Alejandro Torres Palmer

S u b s e c retario de Control y Auditoría de la

Gestión Pública, SECODAM

Comité Técnico Delegado de la H. Junta de Gobierno


Consejo de Vigilancia

Titulares

Coordinador:

Lic. Alejandro Torres Palmer

Subsecretario de Control y Auditoría

de la Gestión Pública, SECODAM

Representación de la Secretaría de Energía

Ing. Jorge Bazúa Rueda

Director General de Operación Financiera

del Subsector Electricidad, SENER

Ing. Ignacio Armendáriz Molina

Director General de Operaciones Productivas

del Subsector Electricidad, SENER

Suplentes

Ing. Felipe Ramón y Castañeda

Coordinador de Sector de los Órganos

de Vigilancia y Control, SECODAM

Representación de la H. Junta de Gobierno



Secretario del Consejo

Ing. Felipe Ramón y Castañeda

Coordinador de Sector de los Órganos de

Vigilancia y Control, SECODAM

Grupo Directivo


Director General

Ing. Arturo Hernández Álvarez

Director de Operación



Lic. Gerardo Ruiz Esparza

Director de Administración

Ing. Eugenio Laris Alanís

Director de Proyectos de Inversión

Financiada

Lic. José Antonio López Morales

Director de Modernización

y Cambio Estructural

Lic. Alberto Pani Bano

Coordinador de Asesores del Subsecretario

de Electricidad, SENER

Balance de energía eléctrica


Abreviaturas y SímbolosCCa Central carboeléctricaCC Central de ciclo combinadoCCI Central combustión internaCD Central dualCDi Central dieselCG Central geotermoeléctricaCH Central hidroeléctricaCN Central nucleoeléctricaCT Central termoeléctricaCTG Central turbogásG Giga (109 )GW GigawattGWh Gigawatt-horaJ Joulek Kilo (103)kg Kilogramokm Kilómetrokm-c Kilómetro-circuitokV KilovoltkW KilowattkWh Kilowatt-horam Metrom3 Metro cúbicoM Mega (106)MVA Megavolt-ampereMW MegawattMWh Megawatt-horappm Partes por millónP Peta (1015)s SegundoT Tera (1012)Ton Tonelada

Siglas

CAT Construcción, Arrendamiento y TransferenciaCCNNPURRE Comités Consultivos Nacionales de Normalización para la

Preservación y Uso Racional de los Recursos EnergéticosCCNNIE Comités Consultivos Nacionales de Normalización y de las

Instalaciones EléctricasCENACE Centro Nacional de Control de EnergíaCFE Comisión Federal de ElectricidadCOMPRANET Sistema Electrónico de Contrataciones GubernamentalesCONAE Comisión Nacional de Ahorro de EnergíaCNA Comisión Nacional del AguaCTC Comité de Transformación Corporativa DAC Días Anuales de CapacitaciónDN Divisiones de NegociosDOF Diario Oficial de la FederaciónFIDE Fideicomiso de Ahorro de EnergíaFIPATERM Fideicomiso para el Aislamiento TérmicoGEIC Gerencia de Estudios de Ingeniería CivilILUMEX Iluminación MexicanaINEA Instituto para la Educación de los AdultosINE Instituto Nacional de EcologíaINEGI Instituto Nacional de Estadística Geografía e InformáticaINPC Índice Nacional de Precios al ConsumidorITESM Instituto Tecnológico de Estudios Superiores de MonterreyIVA Impuesto al Valor AgregadoLAPEM Laboratorio de Pruebas Eléctricas y MaterialesLFC Luz y Fuerza del CentroNAFIN Nacional FinancieraNIF Norma de Información FinancieraNTCL Normas Técnicas de Competencia LaboralOPF Obra Pública FinanciadaPAESE Programa de Ahorro de Energía del Sector EléctricoPEE Productor Externo de EnergíaPEF Presupuesto de Egresos de la FederaciónPEIDES Plan Estratégico Institucional de Desarrollo SustentablePEMEX Petróleos MexicanosPICT Programa Institucional de Calidad TotalPIDIREGAS Proyectos de Impacto Diferidos de los Registros del GastoPND Plan Nacional de DesarrolloPOISE Programa de Obras e Inversiones del Sector EléctricoPREBIN Programa de Regularización de Bienes InmueblesPRE Recursos PresupuestalesPROFEPA Procuraduría Federal de Protección al AmbientePTC Programa de Transformación CorporativaSECODAM Secretaría de la Contraloría y Desarrollo AdministrativoSEDESOL Secretaría de Desarrollo SocialSE Secretaría de EconomíaSEMARNAT Secretaría de Medio Ambiente y Recursos NaturalesSEN Sistema Eléctrico NacionalSENER Secretaría de Energía

SHCP Secretaría de Hacienda y Crédito PúblicoSIEP Sistema de Información Estadística de PersonalSIRH Sistema Integral de Recursos HumanosSUTERM Sindicato Único de Trabajadores Electricistas de la

República MexicanaTIU Tiempo de Interrupción por Usuario

TérminosBarril (b) Unidad de medida en la industria petrolera. Para convertirlo a

litros se utiliza un factor de 158.987 o de 42 galones. Un barril de combustóleo es igual a 6,783 pies cúbicos de gas natural (seco).

Bifenilos Grupo de hidrocarburos aromáticos sintéticos, resistentes al policlorados fuego, usados como aislantes en aplicaciones eléctricas, (askareles) principalmente en trasformadores.

Capacidad efectiva Es la potencia máxima en MW que una unidad generadora puede alcanzar en un periodo determinado, bajo condiciones específicas, sin exceder los límites aprobados de diseño.

Carboeléctrica, Instalación para generar energía eléctrica, que utiliza carbón central como combustible.

Combustión Instalación para generar energía eléctrica, que utiliza como interna, central combustible diesel u otros energéticos (combustóleo, gas

licuado, gasolina)

Eoloeléctrica, Instalación para generar energía eléctrica, que utiliza la energía central del viento.

Fuentes alternas Aquellas que son diferentes a los hidrocarburos, como son: hidroeléctricas, carboeléctricas, nucleoeléctricas, geotermoeléc-tricas, eoloeléctricas y otras.

Geotermoeléctrica, Instalación para generar energía eléctrica, que utiliza el vapor central que se obtiene de los yacimientos geotérmicos.

Hidrocarburos Compuestos químicos resultantes de la combinación de átomosdel carbono con hidrógeno.

Hidroeléctrica, Instalación donde se genera energía eléctrica, aprovechando la central energía potencial del agua.

Joule (J) Unidad de energía o de cantidad de calor, que corresponde al trabajo de una fuerza de un newton cuyo punto material de aplicación se desplaza un metro en la dirección de la fuerza. Un Joule = 0.2388 calorías.

Millones de pies Unidad de medida en la industria petrolera, utilizada para el gascúbicos (mmpc) natural (seco). Un metro cúbico es igual a 35.315 pies cúbicos.

Newton (N) Unidad de medida de las fuerzas, equivalente a la fuerza necesariapara que un cuerpo cuya masa es de 1 kg adquiera unaaceleración de 1 m/s por segundo.

Nucleoeléctrica, Instalación donde se genera energía eléctrica, a través de la central fisión nuclear.

Termoeléctrica, Instalación para generar energía eléctrica, donde se aprovechan central los calores producidos por la quema de combustibles, la fisión

del átomo de uranio y los vapores endógenos.

Turbina Motor que consiste de una flecha rotatoria con propelas y hojasque se mueven por un fluido.

Turbogás, Turbina para generar energía eléctrica, que usa gas natural o generador diesel como combustible.

Equivalentes caloríficos:

Combustóleo = 41.7 MJ/litroGas natural (seco) = 35.4 MJ/m3

Diesel = 38.7 MJ/litroCarbón = 19.1 GJ/tonUranio = 3.3 MJ/gramo

NOTAS:1) Los totales en los cuadros pueden no coincidir con las sumas de las parciales,debido al redondeo de cifras.2) Algunas cifras re p o rtadas en informes anuales anteriores varían de acuerdo arevisiones, reclasificaciones y estimaciones que en forma periódica y sistemáticase re a l i z a n .

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