ESTADOS FINANCIEROS DICTAMINADOS -...

COMISION FEDERAL DE ELECTRICIDAD ESTADOS FINANCIEROS

ORGANISMO PUBLICO DESCENTRALIZADO DEL GOBIERNO FEDERAL

ESTADOS FINANCIEROS DICTAMINADOS

31 DE DICIEMBRE DE 2008 y 2007

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD (ORGANISMO PÚBLICO DESCENTRALIZADO DEL GOBIERNO FEDERAL) ESTADOS FINANCIEROS POR LOS AÑOS QUE TERMINARON EL 31 DE DICIEMBRE DE 2008 Y 2007, Y DICTAMEN DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES

A la Secretaría de la Función Pública y A la Junta de Gobierno de Comisión Federal de Electricidad Hemos examinado los balances generales de Comisión Federal de Electricidad Organismo Público Descentralizado del Gobierno Federal (el Organismo o CFE), al 31 de diciembre de 2008 y 2007, y los estados de resultados y de variaciones en el patrimonio, por los años que terminaron en esas fechas, así como los estados de flujos de efectivo y de cambios en la situación financiera por los años que terminaron el 31 de diciembre de 2008 y 2007, respectivamente. Dichos estados financieros son responsabilidad de la administración del Organismo. Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión sobre los mismos, con base en nuestras auditorías. Nuestros exámenes fueron realizados de acuerdo con las normas de auditoría generalmente aceptadas en México, las cuales requieren que la auditoría sea planeada y realizada de tal manera que permita obtener una seguridad razonable de que los estados financieros no contienen errores importantes, y de que están preparados de acuerdo con las normas de información financiera mexicanas. La auditoría consiste en el examen, con base en pruebas selectivas, de la evidencia que soporta las cifras y revelaciones de los estados financieros; asimismo, incluye la evaluación de las normas de información financiera utilizadas, de las estimaciones significativas efectuadas por la administración y de la presentación de los estados financieros tomados en su conjunto. Consideramos que nuestros exámenes proporcionan una base razonable para sustentar nuestra opinión. 1. Como se menciona en las Notas 1 y 3, incisos a e i a los estados financieros adjuntos, a partir del 1º de enero de 2008 entraron en vigor las Normas de Información Financiera (NIF) B-2 "Flujos de efectivo", B-10 "Efectos de la inflación" y D-3 "Beneficios a los empleados". a. Como se menciona en la Nota 1 a los estados financieros, la NIF B-2 "Estado de

flujos de efectivo" es de aplicación prospectiva y sustituyó al Boletín B-2 "Estado de cambios en la situación financiera" que estuvo vigente hasta el 31 de diciembre de 2007, por lo que el estado de flujos de efectivo y el estado de cambios en la situación financiera no se presentan en forma comparativa.

b. Como se indica en la Nota 22, derivado de la aplicación de la NIF B-10 los estados

financieros al 31 de diciembre de 2008 no incluyen los efectos de la inflación de enero a diciembre de 2008, adicionalmente la insuficiencia en la actualización del patrimonio por $ 8,007,084 se presenta formando parte del patrimonio acumulado, los estados financieros al 31 de diciembre de 2007 fueron actualizados al cierre de ese año de conformidad con el Boletín B-10 vigente a esa fecha.

c. La NIF D-3 relativa al reconocimiento contable de los beneficios a los empleados, modifica al anterior Boletín D-3, entre los cambios más relevantes se encuentra la eliminación del pasivo adicional, así como el activo intangible y los efectos correlativos en el capital contable. Adicionalmente se considera un límite máximo de cinco años para la amortización de las partidas pendientes por amortizar, lo que implicará cargos a resultados significativamente mayores a los que se venían registrando con el anterior Boletín D-3, ya que éste consideraba la amortización de dichas partidas durante la vida laboral remanente de los trabajadores. Como se indica en la Nota 10, la adopción de la NIF D-3 "Beneficios a los empleados" implicó la cancelación del activo intangible por $ 13,531,190 y del pasivo adicional por $ 86,048,200, así como una disminución al patrimonio por $ 72,517,010.

2. Como se menciona en la Nota 1, por separado se han preparado y emitido estados financieros para ser utilizados en la formulación de la Cuenta de la Hacienda Pública Federal. En nuestra opinión, los estados financieros adjuntos antes mencionados, presentan razonablemente, en todos los aspectos importantes, la situación financiera de Comisión Federal de Electricidad, al 31 de diciembre de 2008 y 2007, y los resultados de sus operaciones y las variaciones en su patrimonio, por los años que terminaron en esas fechas, así como los flujos de efectivo y los cambios en la situación financiera por los años que terminaron al 31 de diciembre de 2008 y 2007, respectivamente, de conformidad con las normas de información financiera mexicanas. CASTILLO MIRANDA Y COMPAÑIA, S. C. C.P.C. Luis R. Michel Domínguez México, D. F., a 2 de marzo de 2009

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD (ORGANISMO PÚBLICO DESCENTRALIZADO DEL GOBIERNO FEDERAL)

BALANCES GENERALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2008 Y 2007

(Miles de pesos) A C T I V O 2 0 0 8 2 0 0 7 CIRCULANTE: Efectivo e inversiones temporales (Nota 4) $ 49,336,221 $ 30,327,470 Cuentas y documentos por cobrar: Consumidores y otros deudores, neto (Nota 5) 43,492,277 39,911,543 Luz y Fuerza del Centro (Nota 6) 5,655,443 4,386,437 49,147,720 44,297,980 Materiales para operación, neto (Nota 7) 24,848,265 18,780,948 Total del activo circulante 123,332,206 93,406,398 PRÉSTAMOS A LOS TRABAJADORES A LARGO PLAZO 4,812,660 3,425,211 PLANTAS, INSTALACIONES Y EQUIPOS, neto (Nota 8) 640,744,343 641,208,176 INSTRUMENTOS FINANCIEROS DERIVADOS (Nota 9) 7,406,804 5,395,417 OTROS ACTIVOS 8,498,556 7,015,225 ACTIVO INTANGIBLE DERIVADO DE LAS OBLIGACIONES LABORALES (Nota 10) 13,531,190 Total del activo $ 784,794,569 $ 763,981,617

P A S I V O 2 0 0 8 2 0 0 7 CORTO PLAZO: Porción circulante de la deuda documentada (Nota 11) $ 4,597,148 $ 6,550,416 Porción circulante del arrendamiento de plantas, instalaciones, equipos y PIDIREGAS (Nota 12) 14,586,202 8,073,786 Proveedores y contratistas 21,485,006 19,740,606 Impuestos y derechos por pagar (Nota 13) 2,139,471 2,669,083 Otras cuentas por pagar y pasivos acumulados 8,972,205 10,357,541 Depósitos de usuarios y contratistas 8,534,716 8,826,353 Total del pasivo a corto plazo 60,314,748 56,217,785

Deuda documentada (Nota 11) 44,632,727 18,849,775 Instrumentos financieros derivados (Nota 9) 7,806,067 6,164,559 Arrendamiento de plantas, instalaciones, equipos y PIDIREGAS (Nota 12) 56,101,959 58,696,773 Otros pasivos a largo plazo (Nota 14) 6,769,150 5,433,100 Provisión por demandas laborales y otras (Nota 15-a) 2,604,140 Beneficios a los empleados (Nota 10) 190,448,000 241,242,702 CONTINGENCIAS (Nota 15) Total del pasivo 368,676,791 386,604,694

P A T R I M O N I O (Nota 16) Patrimonio acumulado 429,351,882 459,880,417 Aportaciones recibidas 6,276,250 5,478,295 Pérdida del año (19,510,354) (7,457,695)Insuficiencia en la actualización del patrimonio (8,007,084)Efecto en el patrimonio por obligaciones laborales (72,517,010) Total del patrimonio 416,117,778 377,376,923

Total del pasivo y patrimonio $ 784,794,569 $ 763,981,617

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD

(ORGANISMO PÚBLICO DESCENTRALIZADO DEL GOBIERNO FEDERAL) ESTADO DE RESULTADOS

POR LOS AÑOS QUE TERMINARON EL 31 DE DICIEMBRE DE 2008 Y 2007 (Miles de pesos)

2 0 0 8 2 0 0 7 Ingresos por venta de energía $ 269,682,377 $ 225,744,360 Costos y gastos: De explotación 212,935,017 171,585,640 Depreciación 26,160,722 25,407,344 Gastos administrativos 5,125,838 4,360,031 Costo neto del año por obligaciones laborales 43,107,125 22,679,432 Total de costos y gastos de operación 287,328,702 224,032,447 (Pérdida) utilidad de operación (17,646,325) 1,711,913 Otros ingresos (gastos), neto (Nota 17) 379,129 (2,136,134) Impuesto sobre la renta sobre el remanente distribuible (Nota 18) (901,062) (1,451,759) Insuficiencia del aprovechamiento sobre las transferencias del Gobierno Federal para complementar tarifas deficitarias (Nota 19) 21,244,392 1,593,727 Resultado integral de financiamiento (Nota 20) (22,586,488) (1,972,540) Programa de regularización fiscal (Nota 21) (5,202,902) Pérdida del año $ (19,510,354) $ (7,457,695)

Las notas adjuntas son parte integrante de estos estados financieros. ____________________________ ____________________________ Ing. Alfredo Elías Ayub Lic. Francisco J. Santoyo Vargas Director General Director de Finanzas ____________________________ ____________________________ C.P. Oscar H. Lara Andrade C.P. Aurora Navarrete Díaz Subdirector de Control Financiero Gerente de Contabilidad


ESTADOS DE VARIACIONES EN EL PATRIMONIO POR LOS AÑOS QUE TERMINARON EL 31 DE DICIEMBRE DE 2008 Y 2007

(Miles de pesos) Insuficiencia Efecto en el en la patrimonio por Patrimonio Aportaciones Pérdida neta actualización obligaciones acumulado recibidas del año del patrimonio laborales Total SALDOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2006 $ 454,837,369 $ 4,912,981 $ 2,158,583 $ (5,253,774) $ (59,150,568) $ 397,504,591 Traspaso de saldos del año anterior, aprobado por el Órgano de Gobierno 7,071,564 (4,912,981) (2,158,583) Aportaciones recibidas durante 2007 de Gobiernos Estatales y Municipales y otros 5,478,295 5,478,295 Insuficiencia del aprovechamiento sobre las transferencias del Gobierno Federal (Nota 19) (1,593,727) (1,593,727) Pérdida integral (Nota 22) (434,789) (7,457,695) (2,753,310) (13,366,442) (24,012,236) SALDOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2007 459,880,417 5,478,295 (7,457,695) (8,007,084) (72,517,010) 377,376,923 Traspaso de saldos del año anterior, aprobado por el Órgano de Gobierno (9,986,484) (5,478,295) 7,457,695 8,007,084 Aportaciones recibidas durante 2008 de Gobiernos Estatales y Municipales y otros 6,276,250 6,276,250 Insuficiencia del aprovechamiento sobre las transferencias del Gobierno Federal (Nota 19) (21,244,392) (21,244,392) Utilidad integral (Nota 22) 702,341 (19,510,354) 72,517,010 53,708,997 SALDOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2008 $ 429,351,882 $ 6,276,250 $ (19,510,354) $ 000 $ 000 $ 416,117,778

Las notas adjuntas son parte integrante de estos estados financieros. ____________________ ___________________________ ____________________________ ________________________ Ing. Alfredo Elías Ayub Lic. Francisco J. Santoyo Vargas C.P. Oscar H. Lara Andrade C.P. Aurora Navarrete Díaz Director General Director de Finanzas Subdirector de Control Financiero Gerente de Contabilidad


ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO POR EL AÑO QUE TERMINÓ EL 31 DE DICIEMBRE DE 2008

(Miles de pesos) 2 0 0 8 ACTIVIDADES DE OPERACIÓN: Pérdida del año $ (19,510,354) Cargos (créditos) a resultados que no implican movimiento de efectivo: Insuficiencia del aprovechamiento sobre las transferencias virtuales del Gobierno Federal para complementar tarifas deficitarias (21,244,392) Costo neto del año por beneficios a los empleados 40,648,125 Liquidación de beneficios a los empleados 2,459,000 Depreciación en el ejercicio de plantas, instalaciones y equipo 26,160,722 Provisión por demandas laborales y otras (12,174,685) Reservas y estimaciones 1,917,620 18,256,036 Intereses por pagar deuda y arrendamiento de equipo 67,050 Impuesto sobre la renta remanente distribuible 901,062 Incremento en cuentas por cobrar (3,993,905) Incremento en materiales para operación (6,252,381) Incremento en proveedores y contratistas 1,744,400 Disminución en Luz y Fuerza del Centro (1,269,006) Fluctuaciones cambiarias por deuda 10,239,561 Fluctuaciones cambiarias por arrendamiento y PIDIREGAS 7,623,197 Otras fluctuaciones cambiarias 159,116 9,219,094 Flujo neto de efectivo de actividades de operación 27,475,130 ACTIVIDADES DE INVERSIÓN: Inversión en plantas, instalaciones y equipo 24,727,138 Inversión en PIDIREGAS 3,589,681 Otras aplicaciones de efectivo 4,882,168 Flujos netos de efectivo de actividades de inversión 33,198,987 ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO: Contratación de deuda 29,708,760 Financiamientos pagados deuda (16,118,638) Financiamientos pagados PIDIREGAS (9,494,154) Aportaciones recibidas del Gobierno Federal, Estatales y otros 6,276,250 Otras fuentes de efectivo 14,360,390 Flujos netos de efectivo de actividades de financiamiento 24,732,608 Incremento neto de efectivo e inversiones temporales 19,008,751 Efectivo e inversiones temporales al inicio del año 30,327,470 Efectivo e inversiones temporales al final del año $ 49,336,221



ESTADO DE CAMBIOS EN LA SITUACION FINANCIERA POR EL AÑO QUE TERMINÓ EL 31 DE DICIEMBRE DE 2007

(Miles de pesos) 2 0 0 7 OPERACIÓN: Pérdida del año $ (7,457,695) Más (menos) partidas que no requirieron (generaron) la utilización de recursos: Depreciación 25,407,344 Costo neto del año por obligaciones laborales 22,679,432 Otros pasivos a largo plazo (211,909) Insuficiencia del aprovechamiento sobre las transferencias virtuales del Gobierno Federal para complementar tarifas deficitarias (Nota 19) (1,593,726) 38,823,446 Cambios en activos y pasivos de operación: (Aumento) disminución en: Consumidores y otros deudores (1,734,125) Luz y Fuerza del Centro (369,894) Materiales para operación 871,752 Aumento (disminución) en: Proveedores y contratistas 2,941,760 Impuestos y derechos por pagar 594,659 Otras cuentas por pagar y pasivos acumulados 1,327,484 Depósitos de usuarios y contratistas 2,470,463 Obligaciones laborales al retiro (12,252,877) (6,150,778) Recursos generados por la operación 32,672,668 FINANCIAMIENTO: Deuda documentada (437,324) Instrumentos financieros (766,025) Deuda por arrendamiento de plantas, instalaciones y equipos y PIDIREGAS, neto 8,988,271 Aportaciones recibidas 5,478,295 Recursos generados por actividades de financiamiento 13,263,217 INVERSIÓN: Adiciones de plantas, instalaciones y equipos, menos valor neto de retiros (34,119,505) Otros activos (414,601) Instrumentos financieros 437,251 Préstamos a los trabajadores a largo plazo (330,824) Recursos utilizados en actividades de inversión (34,427,679) Efectivo e inversiones temporales: Aumento 11,508,206 Saldo al inicio del año 18,819,264 Saldo al final del año $ 30,327,470


COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD

(ORGANISMO PÚBLICO DESCENTRALIZADO DEL GOBIERNO FEDERAL) NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS AL

31 DE DICIEMBRE DE 2008 Y 2007 (Miles de pesos)

1. CUMPLIMIENTO CON NORMAS DE INFORMACIÓN FINANCIERA Los estados financieros que se acompañan han sido preparados de conformidad

con las Normas de Información Financiera (NIF). El estado de flujos de efectivo al 31 de diciembre de 2008 que se adjunta revela

los flujos de efectivo de operación seguidos de los relativos a inversión y finalmente los de financiamiento por dicho ejercicio. La presentación del estado de flujos de efectivo es obligatoria a partir de 2008 y no requiere su presentación comparativa. Por separado se incluye el estado de cambios emitido originalmente al 31 de diciembre de 2007.

Por separado se han preparado y emitido estados financieros para ser utilizados

en la formulación e integración de la Cuenta de la Hacienda Pública Federal, dando cumplimiento a la Norma de Información Financiera 009B (NIFG 009B) emitida conjuntamente por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y la Secretaría de la Función Pública (SFP).

2. ACTIVIDADES DEL ORGANISMO Y CONSTITUCIÓN Comisión Federal de Electricidad (CFE o el Organismo) es un Organismo Público

Descentralizado del Gobierno Federal de carácter técnico, industrial y comercial con personalidad jurídica y patrimonio propio, creado 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 enero de 1934). El Organismo tiene como objeto prestar, en el ámbito del territorio mexicano, el servicio público de energía eléctrica, que consiste en: generar, conducir, transformar, distribuir y abastecer de energía eléctrica, así como planear y realizar todas las obras, instalaciones y trabajos que requiera el sistema eléctrico nacional en materia de planeación, ejecución, operación y mantenimiento, con la participación que a los productores independientes de energía les corresponda, en los términos de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica y su Reglamento. Asimismo, el 28 de febrero de 2006 el Organismo reformó diferentes numerales del estatuto orgánico para modificar el objeto social y poder otorgar la prestación del servicio de telecomunicaciones en los términos de la Ley Federal de Telecomunicaciones.

La responsabilidad en la prestación del servicio público de energía eléctrica la

comparte CFE con otro Organismo Público Descentralizado del Gobierno Federal, denominado 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 metropolitana de la Ciudad de México y algunos estados circunvecinos y, en menor medida, de algunas actividades de generación y transmisión de energía. Aproximadamente el 95% de la energía que distribuye y comercializa LFC en su área de influencia es comprada a CFE.

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Las tarifas aplicables a la venta de energía eléctrica en la República Mexicana

son definidas y autorizadas por el Gobierno Federal, a través de la Subsecretaría de Ingresos de la SHCP.

3. RESUMEN DE LAS PRINCIPALES POLÍTICAS CONTABLES Las principales políticas contables seguidas por el Organismo, son las siguientes: a. Reconocimiento de los efectos de la inflación En virtud de que el entorno económico de nuestro país se ha ubicado en un

escenario de inflaciones anuales de un solo dígito durante los últimos años, el Consejo Mexicano para la Investigación y Desarrollo de las Normas de Información Financiera (CINIF) evaluó la vigencia del Boletín B-10, llegando a la conclusión que es conveniente mantener esta norma y, ante determinadas circunstancias, permitir el no reconocimiento de los efectos de la inflación (desconexión de la contabilidad inflacionaria).

Por lo anterior, a partir del 1 de enero de 2008, entró en vigor la NIF B-10

"Efectos de la inflación" que permite la desconexión de la contabilidad inflacionaria, esto es que ante el cambio de un entorno económico inflacionario a uno no inflacionario, no deben reconocerse los efectos de la inflación del período que, aunque en mínimo grado, pueden existir en este tipo de entorno. Esta NIF establece únicamente la eliminación de la posibilidad de utilizar valores de reposición para actualizar el valor de los inventarios e indización específica para activos fijos y la reclasificación del resultado por tenencia de activos no monetarios realizado y resultado por posición monetaria acumulada a resultados acumulados.

Atendiendo al cambio de la norma mencionada, el Organismo adoptó las

disposiciones de la NIF B-10, por lo que se reconocerán los efectos de la inflación en la información financiera únicamente cuando en el período contable se opere bajo un entorno inflacionario, se considera que el entorno es inflacionario cuando la inflación acumulada de los tres ejercicios anuales anteriores es igual o superior al 26%.

Debido a que la inflación acumulada en los tres años anteriores fue inferior al

26%, el entorno económico se considera no inflacionario, y en consecuencia, los estados financieros al 31 de diciembre de 2008 no reconocen los efectos de la inflación del año.

Los estados financieros al 31 de diciembre de 2007, fueron actualizados en

términos del poder adquisitivo del cierre de ese año, de conformidad con el Boletín B-10 vigente hasta esa fecha como sigue:

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- Actualización del patrimonio Hasta el 31 de diciembre de 2007, la actualización de los diferentes

componentes del patrimonio se determinó actualizando los montos originales, tomando como base las fechas de aportación, retiro y generación de los resultados mediante la utilización de factores derivados del Índice Nacional de Precios al Consumidor (INPC).

- Insuficiencia en la actualización del patrimonio De acuerdo a las disposiciones de la NIF B-10, la insuficiencia en la

actualización del patrimonio que se tenía acumulada hasta el 31 de diciembre de 2007, se reclasificó a la cuenta de patrimonio acumulado.

Los efectos registrados hasta el año terminado el 31 de diciembre de

2007, representa el incremento neto que tuvieron los activos fijos adquiridos bajo los programas 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 dichos activos conforme al INPC.

Hasta el 31 de diciembre de 2005, la insuficiencia en la actualización del

patrimonio estuvo representada por la diferencia que resultó de comparar la actualización de los materiales para la operación y activos fijos efectuada por medio de costos específicos contra la actualización de los diferentes componentes del patrimonio efectuada mediante la aplicación del INPC.

- Resultado por posición monetaria Representa la erosión del poder adquisitivo de las partidas monetarias

originadas por la inflación, se determina aplicando factores derivados del INPC a la posición monetaria neta mensual.

b. Efectivo e inversiones temporales Se encuentran representados por efectivo, depósitos e inversiones a corto

plazo, los cuales se encuentran valuados a su valor de mercado y los rendimientos que se generan se reconocen en los resultados conforme se devengan.

Las inversiones temporales corresponden a inversiones de fácil realización

con vencimiento a muy corto plazo valuados a valor razonable. c. Inventario de materiales para operación y costo de consumos Los inventarios de materiales para operación y sus consumos se registran

originalmente a su costo de adquisición, y los saldos finales mensuales a costo promedio.

Hasta el 31 de diciembre de 2007 el inventario y sus consumos se

actualizaron mediante la utilización de factores derivados del INPC.

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d. Plantas, instalaciones y equipos Se registran a su costo de adquisición y/o construcción, incluyéndose como

parte del costo los siguientes conceptos: gastos administrativos del corporativo relacionados directamente con la construcción e instalación de activos; costos de jubilaciones y primas de antigüedad, correspondientes al personal permanente de las áreas de construcción y la depreciación de los equipos utilizados en la construcción e instalación de los activos.

Hasta el 31 de diciembre de 2007 los activos fijos adquiridos bajo los

programas de PIDIREGAS, se actualizaron en función del movimiento del tipo de cambio de la moneda de contratación que equivale a su costo específico.

A partir del 1º de enero de 1997 y hasta el 31 de diciembre de 2007, los

activos se actualizaron por el método de ajuste al costo histórico por cambios en el nivel general de precios, aplicando factores de inflación derivados del INPC, tomando como base los valores de reposición determinados al cierre del año 1996 y los de adquisición y/o construcción por los adquiridos a partir de esa fecha y hasta el 31 de diciembre de 2007.

Hasta el 31 de diciembre de 1996, los activos fueron actualizados a valores

de reposición, mediante la utilización de índices de precios de capital de la industria eléctrica, determinados por peritos especializados de CFE, excepto las obras en proceso que continuaron actualizándose por este método hasta el cierre de 1998.

La depreciación de plantas, instalaciones y equipos de operación se calcula

por el método de línea recta a partir de la puesta en operación de los activos, considerando tasas de depreciación acordes con la vida útil de los activos, determinadas por técnicos especializados de la CFE, como sigue:

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-turbo gas 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 Los inmuebles y bienes destinados para oficinas y servicios generales se

deprecian conforme a las tasas autorizadas por la Ley del Impuesto Sobre la Renta.

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e. Proyectos de infraestructura productiva de largo plazo (PIDIREGAS) y arrendamientos capitalizables En 1996 la CFE inició proyectos de inversión para construir activos

generadores de ingresos, bajo control presupuestario directo, con financiamiento privado a largo plazo.

Al momento de la entrega de las obras, materia del contrato, recibidas a

satisfacción de la CFE, se registra el activo en la cuenta de equipo en arrendamiento, así como el pasivo total que corresponde al valor del bien.

Los activos adquiridos vía arrendamientos capitalizables, así como la

obligación correlativa, son registrados a un valor equivalente al menor entre el valor presente de los pagos mínimos y el valor de mercado del activo arrendado a la fecha de inicio del arrendamiento.

f. Deterioro de activos de larga duración en uso El Organismo revisa el valor en libros de los activos de larga duración en

uso, ante la presencia de algún indicio de deterioro que pudiera indicar que el valor en libros de los mismos pudiera no ser recuperable, considerando el mayor del valor presente de los flujos netos de efectivo futuros o el precio neto de venta en el caso de eventual disposición. Los indicios de deterioro que se consideran para estos efectos, son entre otros, las pérdidas de operación o flujos de efectivo negativos en el período si es que están combinados con un historial o proyección de pérdidas, que en términos porcentuales, en relación con los ingresos, son substancialmente superiores a las de ejercicios anteriores, efectos de obsolescencia, competencia y otros factores económicos y legales.

g. Instrumentos financieros derivados El Organismo valúa todos los derivados en el balance general a valor

razonable o valor de mercado ("mark to market"). Cuando los derivados son designados como cobertura, el reconocimiento del valor razonable depende si la cobertura es de valor razonable o de flujo de efectivo.

Los derivados designados como cobertura reconocen los cambios en valor

razonable como sigue: (1) si son de valor razonable, las fluctuaciones tanto del derivado como la partida cubierta se registran contra resultados, o (2) si son de flujo de efectivo, se reconocen temporalmente en la utilidad (pérdida) integral y se reclasifican a resultados cuando la partida cubierta los afecta. La porción inefectiva del cambio en el valor razonable se reconoce de inmediato en resultados, en el resultado integral de financiamiento, independientemente de si el derivado está designado como cobertura de valor razonable o de flujo de efectivo.

El Organismo utiliza principalmente "swaps" de tasa de interés y de divisas y

contratos "forward" de divisas para administrar su exposición a las fluctuaciones de tasas de interés y de moneda extranjera. CFE documenta formalmente todas las relaciones de cobertura, en donde describe los objetivos y estrategias de la administración de riesgos para llevar a cabo transacciones con derivados. La política del Organismo es no realizar operaciones especulativas con instrumentos financieros derivados.

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Ciertos instrumentos financieros derivados, aunque fueron contratados con

fines de cobertura desde una perspectiva económica, no se han designado como cobertura para efectos contables sino de negociación. La fluctuación en el valor razonable de esos derivados se reconoce en resultados en el resultado integral de financiamiento.

h. Otros pasivos a largo plazo Por disposición regulatoria al concluir el servicio de operación de una

instalación nuclear (por término de licencias), ésta debe ser desmantelada por razones de seguridad y de protección al medio ambiente.

La CFE tiene como política realizar un estudio técnico – económico, el cual

debe ser actualizado en forma periódica (cada 5 años) y contempla el costo estimado por este concepto, con base a la producción de energía de la Central Nucleoeléctrica Laguna Verde, cuya distribución se hace uniforme en el tiempo de vida útil y que de acuerdo a la disposición del Boletín C-9, "Pasivo, provisiones, activos y pasivos contingentes y compromisos" debe ser comparado con los cálculos a su valor presente.

Durante el 2005, el Organismo llevó a cabo la actualización del estudio

técnico – económico, apoyado en estudios realizados por empresas internacionales sobre el desmantelamiento de plantas similares, con el fin de determinar los fondos necesarios para realizar el desmantelamiento de la central nucleoeléctrica. Como resultado de dicha actualización, se determinó el nuevo monto de la reserva de 312 a 500 millones de dólares americanos. El cambio en la estimación original obedece a que se incluyen los costos por enfriamiento, transportación y almacenamiento de los desechos radiactivos. Dichos gastos serán amortizados en el período de vida útil remanente de la central.

i. Beneficios a los empleados Debido a la necesidad de alcanzar la convergencia con las Normas

Internacionales de Información Financiera tanto en terminología como en normatividad y con la finalidad de que sea una norma más coherente con dichos estándares internacionales, en julio 2007 se emitió la NIF D-3 "Beneficios a empleados" vigente a partir del 1º de enero de 2008.

Esta norma sustituye al anterior Boletín D-3 "Obligaciones laborales", entre

los cambios más relevantes se encuentra la eliminación del tratamiento relativo al reconocimiento de un pasivo adicional. Este procedimiento daba lugar a reconocer un activo intangible y, en caso de proceder, a otra partida integral como un elemento del capital contable, por lo que también se elimina su tratamiento.

La NIF D-3 considera un límite máximo de cinco años para la amortización

de las partidas pendientes por amortizar, lo que implicará cargos a resultados significativamente mayores a los que se venían registrando con el anterior Boletín D-3, ya que éste consideraba la amortización de dichas partidas durante la vida laboral remanente de los trabajadores.

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Con base en esta NIF, los pasivos por beneficios al retiro (primas de

antigüedad y pensiones) y por terminación de la relación laboral se registran conforme se devengan, los cuales son calculados por actuarios independientes con base en el método de crédito unitario proyectado utilizando tasas de interés nominales. 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 retiro de empleados que laboran en el Organismo.

j. Reconocimiento de ingresos Los ingresos se reconocen en el período en el que se prestan los servicios

de venta de energía a los clientes. k. Información por segmentos La CFE al ser una entidad económica pública, de conformidad con lo

establecido en la NIF B-5, distingue y revela la información por segmentos, la cual se presenta en el formato utilizado por la CFE para evaluar cada actividad con un enfoque gerencial.

l. Energía vendida en proceso de facturación La energía ya entregada que se encuentra en proceso de facturación, se

considera ingreso del año y su monto se estima con base en la facturación real del bimestre inmediato anterior.

m. Operaciones en moneda extranjera Las operaciones en moneda extranjera se registran al tipo de cambio vigente

a la fecha de su celebración. Los activos y pasivos monetarios en moneda extranjera, se valúan en moneda nacional al tipo de cambio vigente a la fecha de los estados financieros. Las fluctuaciones cambiarias se registran en los resultados como parte del resultado integral de financiamiento.

n. Transacciones con el Gobierno Federal, Estatales y Municipales Las principales transacciones que se realizan con el Gobierno Federal,

Gobiernos Estatales y Municipales y su tratamiento contable, son como sigue:

Con el Gobierno Federal: Aprovechamiento - 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 aprovechamiento al Gobierno Federal por los activos que utiliza para prestar el servicio público de energía eléctrica.

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El aprovechamiento se determina anualmente en función de la tasa de

rentabilidad establecida para las entidades paraestatales en cada ejercicio; para 2008 y 2007, la tasa fue del 9%, la cual fue autorizada por la SHCP. Dicha tasa se aplica al valor del activo fijo neto en operación del ejercicio inmediato anterior y el monto resultante se carga a los resultados del ejercicio.

El gasto anual por aprovechamiento se compara contra los ingresos por

transferencia para complementar tarifas deficitarias (subsidio). 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 monto del aprovechamiento ha sido inferior al del subsidio, impactando la insuficiencia directamente al patrimonio del Organismo.

Transferencias para complementar tarifas deficitarias - Corresponden a los

recursos que el Gobierno Federal otorga a los usuarios del servicio eléctrico a través de CFE, mediante diversas tarifas subsidiadas en venta de energía. Una parte importante de estas transferencias se consideran como operaciones virtuales, debido a que de acuerdo con la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica en vigor, las mismas se bonifican contra el aprovechamiento a cargo del Organismo. Durante el ejercicio 2008, CFE registró transferencias de carácter virtual y en efectivo. En el ejercicio de 2007 únicamente registró transferencias de carácter virtual. Estas transferencias se acreditan en los resultados del año.

Con Gobiernos Estatales y Municipales: Aportaciones - Las aportaciones recibidas de los Gobiernos Federal,

Estatales y Municipales para electrificar poblados rurales y colonias populares, así como de particulares para ampliaciones a la red de distribución, se registran como un incremento al patrimonio.

o. Resultado integral de financiamiento El resultado integral de financiamiento incluye todos los conceptos de

ingresos o gastos financieros, tales como los intereses, resultados cambiarios y la utilidad por posición monetaria, a medida que ocurren o se devengan.

p. Utilidad (pérdida) integral La utilidad (pérdida) integral que se presenta en el estado de variaciones en

el patrimonio, se integra por la pérdida del año más otras partidas que representan una ganancia o pérdida del mismo período, que de conformidad con las NIF se presentan directamente en el patrimonio, sin afectar el estado de resultados. (Nota 22)

4. EFECTIVO E INVERSIONES TEMPORALES Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el efectivo e inversiones temporales se

integran como sigue:

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2 0 0 8 2 0 0 7 Efectivo en caja y bancos $ 20,280,566 $ 14,293,908 Inversiones temporales 29,055,655 16,033,562 $ 49,336,221 $ 30,327,470 5. CONSUMIDORES Y OTROS DEUDORES Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, estas cuentas por cobrar se integran como

sigue: 2 0 0 8 2 0 0 7 Consumidores público $ 23,212,484 $ 19,487,716 Consumidores gobierno 4,403,067 4,138,823 Energía vendida en proceso de facturación 11,035,700 9,138,693 38,651,251 32,765,232 Estimación para cuentas de cobro dudoso (4,993,109) (4,579,937) 33,658,142 28,185,295 Otros deudores 9,834,135 7,250,984 Impuesto al valor agregado por acreditar 4,475,264 $ 43,492,277 $ 39,911,543 6. LUZ Y FUERZA DEL CENTRO (LFC) Los saldos de la cuenta por cobrar a LFC al 31 de diciembre de 2008 y 2007 por

$ 5,655,443 y $ 4,386,437, respectivamente, se derivan de las operaciones realizadas entre dicho organismo y CFE, de acuerdo con el convenio de compra y venta de energía celebrado entre ambas partes. Durante los años terminados el 31 de diciembre de 2008 y 2007, las operaciones que afectaron los resultados de CFE fueron las que se muestran a continuación:

2 0 0 8 2 0 0 7 Ingresos por venta de energía a LFC $ 60,748,989 $ 47,766,106 Costos y gastos de explotación: Compras de energía a LFC $ 3,033,377 $ 2,436,699 7. MATERIALES PARA OPERACIÓN Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, los materiales para operación, se integran

como sigue:

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2 0 0 8 2 0 0 7 Refacciones y equipo $ 12,062,809 $ 11,787,418 Combustibles y lubricantes 11,624,047 5,726,808 Combustible nuclear 1,582,129 1,519,044 25,268,985 19,033,270 Estimación por obsolescencia (420,720) (252,322) $ 24,848,265 $ 18,780,948 8. PLANTAS, INSTALACIONES Y EQUIPOS Los saldos de plantas, instalaciones y equipo al 31 de diciembre de 2008 y 2007,

se integran como sigue: 2 0 0 8 2 0 0 7 Plantas, instalaciones y equipos en operación, neto $ 616,495,265 $ 619,638,210 Obras en proceso 17,203,349 15,134,054 Materiales para construcción 5,611,667 5,001,850 639,310,281 639,774,114 Activo fijo fuera de uso 1,434,062 1,434,062 $ 640,744,343 $ 641,208,176 Plantas, instalaciones y equipos en operación - Los saldos de las plantas,

instalaciones y equipo al 31 de diciembre de 2008 y 2007, que incluyen los equipos en arrendamiento, se integran como sigue:

2 0 0 8 2 0 0 7 Plantas: Vapor $ 255,650,108 $ 245,278,977 Hidroeléctricas 164,600,555 164,890,412 Nucleoeléctrica 64,394,137 84,111,498 Turbogas y ciclo combinado 48,882,380 44,160,031 Geotérmicas 19,397,250 18,358,807 Combustión interna 5,617,204 5,887,341 Instalaciones no convencionales 3,944,034 1,173,834 Líneas de transmisión y subestaciones de transformación 318,698,655 301,622,200 Redes de distribución 128,706,735 127,978,931 Terrenos en proceso de regularización 491,381 411,186 Edificios administrativos y otros 89,583,739 86,010,709 1,099,966,178 1,079,883,926 Menos: Depreciación acumulada (483,470,913) (460,245,716) $ 616,495,265 $ 619,638,210

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Durante los últimos años, debido a la reducción de los presupuestos anuales, la

CFE no ha cumplido íntegramente con el mantenimiento requerido, consecuentemente, esta situación pudiera afectar la vida útil probable de ciertas plantas. No obstante lo anterior, las erogaciones efectuadas por este concepto durante 2008 y 2007 se estiman suficientes para que las plantas, instalaciones y equipos continúen operando adecuadamente.

Obras en proceso - Los saldos de obras en proceso al 31 de diciembre de 2008 y

2007, se integran como sigue: 2 0 0 8 2 0 0 7 Planta: Geotérmicas $ 1,485,557 $ 831,499 Vapor 106,572 100,970 Hidroeléctricas 2,185,982 1,925,151 Combustión interna 88,420 141,219 Turbogas y ciclo combinado 528,472 905,466 Nucleoeléctricas 119,935 7,506 Líneas, redes y subestaciones 10,342,465 9,487,071 Oficinas e instalaciones generales 1,204,089 847,792 Anticipos para construcción 1,141,857 887,380 Total $ 17,203,349 $ 15,134,054 Durante los años terminados el 31 de diciembre de 2008 y 2007, las partidas

capitalizadas en obras en proceso, de acuerdo con la política descrita en la Nota 3-d ascendieron a $ 2,307,336 y $ 1,789,662, respectivamente ($ 1,065,191 y $ 454,737 de gastos administrativos y $ 129,270 y $ 166,147 de depreciación al 31 de diciembre de 2008 y 2007, respectivamente), así como $ 1,112,875 y $ 1,168,778 de incremento a la reserva de jubilación y primas de antigüedad al 31 de diciembre de 2008.

Materiales para construcción - Los saldos de materiales para construcción al 31

de diciembre de 2008 y 2007, se integran como sigue: 2 0 0 8 2 0 0 7 Refacciones y equipo $ 5,608,703 $ 4,999,279 Materiales en poder de terceros 2,815 2,422 Equipo en tránsito 149 149 $ 5,611,667 $ 5,001,850 Activos fijos fuera de uso – El saldo de los activos fijos fuera de uso al 31 de

diciembre de 2008 y 2007, se integra como sigue: 2 0 0 8 2 0 0 7 Sistema Hidroeléctrico Miguel Alemán $ 1,434,062 $ 1,434,062

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9. INSTRUMENTOS FINANCIEROS DERIVADOS a. Los saldos al 31 de diciembre de 2008 y 2007 de los instrumentos

financieros derivados e intereses son como sigue: 2 0 0 8 2 0 0 7 Con fines de cobertura: Activo $ 2,556,306 $ 2,247,583 Pasivo $ 2,077,093 $ 2,397,797 Con fines de negociación: Activo $ 4,850,498 $ 3,147,834 Pasivo $ 5,728,974 $ 3,766,762 Total instrumentos financieros: Activos $ 7,406,804 $ 5,395,417 Pasivos $ 7,806,067 $ 6,164,559 b. Instrumento financiero con fines de negociación - El 17 de septiembre de

2002, CFE colocó en el mercado japonés un bono por 32 mil millones de yenes japoneses a una tasa de interés de 3.83% anual y con vencimiento en septiembre de 2032. De manera simultánea, CFE realizó una operación de cobertura por la cual recibió un monto de 269,474,000 dólares americanos, 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 consiste en una serie de "forwards" de divisa que permiten 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, CFE paga una tasa de interés equivalente

al 8.42% anual en dólares. El efecto de valuación de los "forwards" de divisa se registra en el resultado integral de financiamiento, una ganancia (pérdida) en dicho costo compensa una pérdida (ganancia) en el pasivo subyacente.

La obligación final de la CFE es pagar los yenes japoneses con base en los

vencimientos al acreedor, teniendo el derecho de recibir de la institución con la cual se contrató la cobertura, yenes a cambio de ciertos dólares establecidos con el contrato del instrumento financiero. El resultado de la transacción con la institución con la cual se contrató el instrumento financiero es como sigue:

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Moneda Tipo de nacional Yenes Dólares cambio (miles de pesos) Bienes a recibir (activo) 32,000,000,000 $ 0.1501 $ 4,803,200 Bienes a entregar (pasivo) 269,474,000 13.5383 3,648,220 Bienes a recibir, neto $ 1,154,980 A partir del 17 de marzo de 2003 y hasta el 17 de septiembre de 2032, la

CFE está obligada a realizar pagos semestrales por la cantidad de 11,344,855.40 dólares americanos equivalentes a 612,800,000 yenes japoneses, por lo que la suma total que la CFE está obligada a entregar en los próximos 24 años es de 544,553,059 dólares americanos y el monto total que recibirá será de 29,414,400,000 yenes japoneses.

Adicionalmente, al término del contrato de cobertura, las partes celebraron

un contrato de compra por parte de CFE de un "Call europeo", mediante el cual CFE adquiere el derecho de comprar yenes japoneses al vencimiento, a precio de mercado, en caso de que el tipo de cambio yen/dólar se cotice por debajo de 118.7498608401 yenes por dólar y la venta por parte de CFE de un "Call europeo", mediante el cual CFE vende la protección de una apreciación del tipo de cambio yen/dólar por encima de 27.8000033014 yenes por dólar.

En caso de que la CFE decidiera cancelar en forma anticipada la cobertura

("forwards" de divisa), se originaría una pérdida estimada al 31 de diciembre de 2008 en 64,888,198 de dólares americanos, aproximadamente. La pérdida fue estimada por J. Aron & Company (agente de cálculo), tomando como base el valor razonable de la cobertura a la fecha de la estimación.

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c. Los instrumentos financieros derivados con fines de cobertura al 31 de diciembre de 2008 se detallan a continuación:

Contraparte Posición

primaria Objeto Monto del

nocional Subyacente Valor de mercado

Fecha de inicio de cobertura

Fecha de terminación de la cobertura

Tasa / tipo de moneda recibo

Tasa / tipo de moneda pago

Cubierto

Credit Suisse $ 1,301,289 Cambiar de tasa flotante a tasa fija $ 1,236,224 Tasa de interés Cetes 182 + 0.85% $ (4,809) 5 de abril de 2005 23 de septiembre de 2013 Cetes 182 + 0.85% 8.9950% 95% Deutsche Bank $ 1,606,668 Cambiar de tasa flotante a tasa fija $ 1,526,335 Tasa de interés Cetes 182 + 0.85% $ (9,042) 5 de abril de 2005 23 de septiembre de 2013 Cetes 182 + 0.85% 9.0700% 95% Deutsche Bank $ 650,644 Cambiar de tasa flotante a tasa fija $ 618,112 Tasa de interés Cetes 182 + 0.85% $ (3,106) 5 de abril de 2005 23 de septiembre de 2013 Cetes 182 + 0.85% 9.0000% 95% ING Bank $ 2,281,491 Cambiar de tasa flotante a tasa fija $ 2,167,417 Tasa de interés Cetes 182 + 0.85% $ (15,077) 5 de abril de 2005 23 de septiembre de 2013 Cetes 182 + 0.85% 9.0800% 95% Goldman Sachs $ 650,644 Cambiar de tasa flotante a tasa fija $ 618,112 Tasa de interés Cetes 182 + 0.85% $ 1,222 5 de abril de 2005 23 de septiembre de 2013 Cetes 182 + 0.85% 9.0000% 95% Goldman Sachs $ 174,263 Cambiar de tasa flotante a tasa fija $ 165,550 Tasa de interés Cetes 182 + 0.85% $ 637 5 de abril de 2005 23 de septiembre de 2013 Cetes 182 + 0.85% 8.8500% 95% ING Bank $ 1,000,000 Cambiar de tasa flotante a tasa fija $ 850,000 Tasa de interés Cetes 182 + 0.65% $ (12,237) 21 de noviembre de 2005 21 de mayo de 2014 Cetes 182 + 0.65% 9.1900% 85% ING Bank $ 593,513 Cambiar de tasa flotante a tasa fija $ 504,486 Tasa de interés Cetes 182 + 0.65% $ (4,429) 2 de enero de 2006 2 de julio de 2014 Cetes 182 + 0.65% 8.8500% 85% ING Bank $ 569,363 Cambiar de tasa flotante a tasa fija $ 540,895 Tasa de interés Cetes 91 + 0.79% $ (4,950) 16 de diciembre de 2005 6 de marzo de 2015 Cetes 91 + 0.79% 8.8900% 95% Bancomer $ 510,638 Cambiar de tasa flotante a tasa fija $ 510,638 Tasa de interés Cetes 91 + 0.79% $ (4,566) 16 de diciembre de 2005 6 de marzo de 2015 Cetes 91 + 0.79% 8.8900% 100% ING Bank $ 894,954 Cambiar de tasa flotante a tasa fija $ 850,206 Tasa de interés Cetes 91 + 0.79% $ (6,017) 16 de diciembre de 2005 6 de marzo de 2015 Cetes 91 + 0.79% 8.7800% 95% Bancomer $ 839,688 Cambiar de tasa flotante a tasa fija $ 797,703 Tasa de interés Cetes 91 + 0.79% $ (5,478) 16 de diciembre de 2005 6 de marzo de 2015 Cetes 91 + 0.79% 8.7800% 95% Santander Serfín $ 1,072,519 Cambiar de tasa flotante a tasa fija $ 1,018,623 Tasa de interés Cetes 91 + 0.79% $ (9,395) 17 de febrero de 2006 6 de marzo de 2015 Cetes 91 + 0.79% 8.8900% 95% ING Bank $ 1,005,343 Cambiar de tasa flotante a tasa fija $ 1,005,343 Tasa de interés Cetes 91 + 0.79% $ (8,643) 16 de diciembre de 2005 6 de marzo de 2015 Cetes 91 + 0.79% 8.8600% 100% HSBC $ 1,251,699 Cambiar de tasa flotante a tasa fija $ 1,215,305 Tasa de interés Cetes 91 + 0.79% $ (8,504) 24 de febrero de 2006 6 de marzo de 2015 Cetes 91 + 0.79% 8.7600% 97% HSBC $ 1,038,911 Cambiar de tasa flotante a tasa fija $ 1,038,911 Tasa de interés Cetes 91 + 0.79% $ (6,879) 1° de marzo de 2006 6 de marzo de 2015 Cetes 91 + 0.79% 8.7395% 100% Banamex $ 1,702,516 Cambiar de tasa flotante a tasa fija $ 1,617,390 Tasa de interés Cetes 182 + 0.25% $ (7,500) 7 de diciembre de 2007 26 de mayo de 2017 Cetes 182 + 0.25% 8.1950% 95% Banamex $ 368,987 Cambiar de tasa flotante a tasa fija $ 350,538 Tasa de interés Cetes 182 + 0.25% $ (1,409) 15 de febrero de 2007 4 de agosto de 2017 Cetes 182 + 0.25% 8.2200% 95% Bancomer $ 1,314,758 Cambiar de tasa flotante a tasa fija $ 1,249,020 Tasa de interés Cetes 91 + 0.50% $ (5,785) 6 de diciembre de 2007 23 de febrero de 2017 Cetes 91 + 0.50% 8.3650% 95% Banamex $ 787,092 Cambiar de tasa flotante a tasa fija $ 787,092 Tasa de interés Cetes 91 + 0.45% $ 8,034 24 de abril de 2008 11 de enero de 2018 Cetes 91 + 0.45% 7.9000% 100% Credit Suisse USD 16,788 Cambiar de dólares a pesos USD 12,005 Tipo de cambio USD/peso mexicano $ 23,570 24 de enero de 2005 24 de julio de 2021 Dólares americanos Pesos 72% Credit Suisse USD 10,750 Cambiar de dólares a pesos USD 8,311 Tipo de cambio USD/peso mexicano $ 16,415 2 de febrero de 2005 2 de febrero de 2023 Dólares americanos Pesos 77% Deutsche Bank USD 208,188 Cambiar de dólares a pesos USD 171,323 Tipo de cambio USD/peso mexicano $ 342,061 3 de mayo de 2005 21 de junio de 2021 Dólares americanos Pesos 82% Goldman Sachs USD 49,296 Cambiar de dólares a pesos USD 40,977 Tipo de cambio USD/peso mexicano $ 78,770 26 de marzo de 2005 28 de marzo de 2022 Dólares americanos Pesos 83%

El neto del valor de mercado (mark to market) al 31 de diciembre de 2008 asciende a $ 352,883 que se incluyen en el patrimonio y está integrado por $ 117,824 en contra de CFE, incluidos en el valor del pasivo del rubro de instrumentos financieros y $ 470,707 a favor de CFE, incluidos en el valor del activo del rubro de instrumentos financieros.

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10. BENEFICIOS A LOS EMPLEADOS Se tienen establecidos planes de beneficios para los empleados relativos al

término de la relación laboral y por retiro por causas distintas a reestructuración. Los planes de beneficios al término de la relación laboral consideran las indemnizaciones por despido (incluyendo la prima de antigüedad devengada), y que no van a alcanzar los beneficios del plan de retiro o jubilación. Los planes de beneficios al retiro consideran los años de servicio cumplidos por el empleado y su remuneración a la fecha de retiro o jubilación. Los beneficios de los planes de retiro incluyen la prima de antigüedad que los trabajadores tienen derecho a percibir al terminar la relación laboral, así como otros beneficios definidos. Para el caso de los beneficios por retiro, el Organismo amortiza las pérdidas y/o ganancias que se generan en el año en un período de 6.59 años para prima de antigüedad y 11.38 años para pensiones en beneficios por retiro y para beneficios por terminación la amortización es inmediata. La valuación de ambos planes de beneficios se realizó con base en cálculos actuariales elaborados por expertos independientes.

Se tiene constituida una reserva con la finalidad de hacer frente al pago de los

beneficios de los planes cuando éstos sean exigibles (activos del plan). Por el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008, la entidad tiene una inversión de dicha reserva para plan de terminación laboral y de retiro por $ 3,712,364 miles de pesos.

La determinación de las obligaciones por beneficios adquiridos y definidos, del

pasivo neto proyectado y del costo neto del período se describe a continuación: Beneficios por Beneficios al terminación Concepto retiro laboral 2 0 0 8 2 0 0 7 Obligación por beneficios adquiridos (OBA) $ 129,657,000 $ 23,104,000 $ 152,761,000 $ 144,300,280 Obligación por beneficios no adquiridos 155,353,000 (1,373,000) 153,980,000 122,299,382 Obligaciones por beneficios definidos (OBD) 285,010,000 21,731,000 306,741,000 266,599,662 Valor razonable de los activos del plan (AP) (3,712,000) (3,712,000) (8,512,000) Situación del fondo 281,298,000 21,731,000 303,029,000 258,087,662 Servicio pasado no reconocido por beneficios no ocurridos (PTI) (11,867,000) (428,000) (12,295,000) (13,531,190) Pérdidas actuariales no reconocidas (100,286,000) (100,286,000) Variaciones en supuestos y ajustes por experiencia (89,361,970) 169,145,000 21,303,000 190,448,000 155,194,502 Pasivo adicional 86,048,200 Pasivo neto proyectado reconocido en el balance general $ 169,145,000 $ 21,303,000 $ 190,448,000 $ 241,242,702

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a. Conciliación entre los saldos iniciales y finales del valor presente de la

obligación por beneficios definidos: 2 0 0 8 Cambios en el valor presente de la obligación por beneficios definidos (OBD): Valor presente de la OBD al 1º de enero $ 270,714,000 Costo laboral del servicio actual 9,595,000 Costo financiero 20,152,000 Pérdida o (ganancia) actuarial sobre la obligación 18,073,000 Adquisiciones de negocios Beneficios pagados (11,793,000) Valor presente de la OBD al 31 de diciembre $ 306,741,000 b. Conciliación entre los saldos iniciales y finales del valor razonable de los

activos del plan: 2 0 0 8 Cambios en el valor razonable de los activos del plan (AP): Valor razonable de los AP al 1º de enero $ 8,512,000 Rendimiento esperado de los AP 351,000 Ganancia o (pérdida) actuarial sobre los AP 134,000 Beneficios pagados (5,285,000) Valor razonable de los AP al 31 de diciembre $ 3,712,000 c. Conciliación entre los saldos iniciales y finales del pasivo neto proyectado: 2 0 0 8 Cambios en el pasivo neto proyectado (PNP): PNP inicial $ 155,194,000 Costo neto del período 41,762,000 Contribuciones pagadas por la entidad 5,285,000 Beneficios pagados (11,793,000) PNP final $ 190,448,000

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d. Costo neto del período: Beneficios por Beneficios al terminación Concepto retiro laboral 2 0 0 8 2 0 0 7 Costo laboral del servicio actual $ 8,228,000 $ 1,367,000 $ 9,595,000 $ 8,369,580 Costo financiero 18,559,000 1,594,000 20,153,000 8,217,070 Rendimiento esperado de los activos del plan (351,000) (351,000) (855,030) Ganancia o pérdida actuarial, neta 5,497,000 1,516,000 7,013,000 6,947,280 Costo laboral del servicio pasado 2,967,000 2,385,000 5,352,000 Ajuste extinción anticipada de obligaciones 620,100 Costo neto del período $ 34,900,000 $ 6,862,000 $ 41,762,000 $ 23,299,000 e. Criterios utilizados para determinar las tasas de rendimiento esperado y real

de los activos del plan: La tasa de rendimiento esperado de los activos fue del 7.64% durante el

2008, la cual fue obtenida considerando las tasas de referencia vigentes durante 2007 de Certificados de la Tesorería de la Federación a 365 días, publicadas por el Banco de México.

Los criterios usados para obtener los rendimientos reales, fueron los

siguientes: - Se estiman los activos considerando el saldo inicial, los pagos reales y

las contribuciones efectuadas y considerando una tasa del 7.64%. - La diferencia existente con los activos reales reportados para el cierre

del ejercicio 2008, se consideran como la ganancia o pérdida, según sea el caso, de los activos del plan.

f. Los supuestos más importantes utilizados en la determinación del costo neto

del período de los planes son los siguientes: 2 0 0 8 2 0 0 7 Tasa de descuento 8.25% 7.64% Tasa de incremento salarial 6.50% 5.82% Tasa de rendimiento de los activos del plan 8.25% 8.68%

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g. Montos correspondientes al período anual actual y a los cuatro períodos

anuales precedentes en: 2 0 0 8 2 0 0 7 2 0 0 6 2 0 0 5 2 0 0 4 Obligación por beneficios definidos (OBD) $ 306,741 $ 266,600 $ 231,874 $ 202,659 $ 180,796 Valor razonable de los activos del plan (AP) (3,712) (8,512) (7,370) (2,424) (2,271) Situación del fondeo $ 303,029 $ 258,088 $ 224,504 $ 200,235 $ 178,525 Ajustes por experiencia sobre la OBD $ 18,072 $ 19,036 $ 838 $ 9,943 $ 12,591 Ajustes por experiencia sobre los AP $ 134 $ 559 $ (125) $ (16) $ (151) h. Período de amortización de las partidas pendientes de amortizar para el plan

de pensiones y prima de antigüedad por jubilación o por retiro sustitutivo de jubilación:

Beneficios por retiro: Años Prima de antigüedad Modificaciones al plan y carrera salarial 4.00 Pensiones Modificaciones al plan y carrera salarial 4.00 Beneficios por terminación: Prima de antigüedad Modificaciones al plan 4.00 Compensaciones e indemn Modificaciones al plan 4.00

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11. DEUDA DOCUMENTADA Los saldos de la deuda documentada al 31 de diciembre de 2008 y 2007 se integran como sigue: 2 0 0 8 2 0 0 7 Moneda Moneda Tasa de interés Moneda extranjera Moneda extranjera Deuda externa Tipo de crédito ponderada Vencimientos nacional (Miles) nacional (Miles) En dólares americanos: al tipo de cambio Bancarios Fija del 1.260% al 8.6905% Varios hasta 2011 $ 555,560 41,036 $ 684,693 63,011 por dólar de $ 13.5383 a diciembre de 2008 y de $ 10.8662 para 2007 Bilateral Fija del 1.25% al 2.00% Varios hasta 2032 12,777,808 943,827 10,647,288 979,854 Bonos Fija del 1.205% al 8.730% Varios hasta 2036 3,222,115 238,000 2,678,518 246,500 Revolventes Fija del 1.260% al 8.6905% Varios hasta 2010 917,007 67,734 558,361 51,385 Sindicado Fija del 1.260% al 8.6905% Varios hasta 2011 23,015,110 1,700,000 2,988,206 275,000 Fideicomiso Fija del 1.260% al 8.6905% Varios hasta 2011 102,821 7,595 108,132 9,951 Total dólares americanos 40,590,421 2,998,192 17,665,198 1,625,701 En euros: al tipo de cambio por euros de Bancarios Fija del 4.582% Varios hasta 2009 4,927 257 9,785 616 $ 19.1432 a diciembre de 2008 y de $ 15.8766 para 2007 Bilateral Fija del 2.00% Varios hasta 2036 471,858 24,648 415,191 26,151 Revolventes Fija del 4.582% Varios hasta 2015 154,709 8,082 105,182 6,625 Total euros 631,494 32,987 530,158 33,392 En francos suizos: al tipo de cambio por franco suizo de $ 12.8630 a diciembre de 2008 y de $ 9.5957 para 2007 Bilateral Fija del 1.9218% Varios hasta 2014 2,332,133 181,305 2,192,017 228,437 Total franco suizos 2,332,133 181,305 2,192,017 228,437 En yenes japoneses: al tipo de cambio por yen japonés de $ 0.1501 a diciem- Bilateral Fija del 5.50% Varios hasta 2012 808,064 5,383,496 580,855 5,969,735 bre de 2008 y de $ 0.0973 para 2007 Bono 3.83% Varios hasta 2032 4,803,200 32,000,000 3,113,600 32,000,000 Bienes recibidos por instrumentos financieros, neto (Nota 9-b) (1,154,980) (185,441) 3,648,220 37,383,496 2,928,159 37,969,735 Total yenes japoneses 4,456,284 3,509,014 Total deuda externa $ 48,010,332 $ 23,896,387

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2 0 0 8 2 0 0 7 Moneda Moneda Tasa de interés Moneda extranjera Moneda extranjera Deuda interna Tipo de crédito ponderada Vencimientos nacional (Miles) nacional (Miles) En dólares americanos: al tipo de cambio Multilaterales Costo empréstitos anual Varios hasta 2013 $ 1,037,432 76,629 $ 1,145,205 105,391 por dólar de $ 13.5383 a diciembre de BID 10% 2008 y de $ 10.8662 para 2007 Suman dólares americanos 1,037,432 76,629 1,145,205 105,391 Moneda nacional Revolvente 182,112 358,599 Total deuda interna $ 1,219,544 $ 1,503,804 Resumen Total deuda externa $ 48,010,331 $ 23,896,387 Total deuda interna 1,219,544 1,503,804 Total deuda documentada $ 49,229,875 $ 25,400,191 Deuda a largo plazo $ 44,632,727 $ 18,849,775 Deuda a corto plazo 4,597,148 6,550,416 Total del corto y largo plazo $ 49,229,875 $ 25,400,191 El pasivo a corto y largo plazo por deuda documentada, vence como sigue: Año Importe Corto plazo: 2009 $ 4,597,148 Largo plazo: 2010 7,625,825 2011 25,906,562 2012 1,541,754 2013 1,058,504 Años posteriores 8,500,082 44,632,727 Total $ 49,229,875 De conformidad con lo establecido en la Ley General de Deuda Pública, los financiamientos obtenidos por la Comisión Federal de Electricidad forman parte de la Deuda Pública. El Congreso

de la Unión autoriza los montos del endeudamiento y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, revisa el monto de las partidas que la CFE debe destinar anualmente para satisfacer compromisos derivados de la contratación de financiamientos para su inclusión en el Presupuesto de Egresos de la Federación.

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12. ARRENDAMIENTOS DE PLANTAS, INSTALACIONES, EQUIPOS Y PIDIREGAS Al 31 de diciembre de 2008 y 2007 la deuda correspondiente a la adquisición de plantas, instalaciones y equipos por medio de

arrendamientos y PIDIREGAS se integra como sigue: a. Arrendamientos Vigencia Saldos al 31 de diciembre de 2008 (Miles) Saldos al 31 de diciembre de 2007 (Miles) del Moneda nacional Moneda extranjera Moneda nacional Moneda extranjera

Valor del crédito contrato Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo Deuda externa 523.63 millones de dólares 2008 $ 127,065 11,694 368.70 millones de dólares 2013 $ 14,492 $ 202,883 1,070 14,986 11,631 $ 174,471 1,070 16,056 104.30 millones de euros 2021 38,050 437,576 1,988 22,858 31,557 394,465 1,988 24,846 238.40 millones de dólares 2026 22,644 330,820 1,673 24,436 18,174 283,699 1,673 26,108 Suma deuda externa 75,186 971,279 188,427 852,635 Deuda interna 163.9 millones de pesos 2008 16,389 Suma deuda interna 16,389 Suma arrendamientos 75,186 971,279 204,816 852,635

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b. PIDIREGAS Vigencia Saldos al 31 de diciembre de 2008 (Miles) Saldos al 31 de diciembre de 2007 (Miles) del Moneda nacional Moneda extranjera Moneda nacional Moneda extranjera Valor del crédito contrato Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo Deuda externa 306.7 millones de dólares 2009 $ 1,491,470 110,167 $ 239,460 $ 1,197,059 22,037 110,164 133.2 millones de dólares 2010 252,788 $ 1,027,299 18,672 75,881 65,813 1,027,431 6,057 94,553 326.2 millones de dólares 2011 444,281 917,190 32,817 67,748 349,991 1,092,755 32,209 100,565 395.3 millones de dólares 2012 547,116 1,490,023 40,412 110,060 439,131 1,653,017 40,413 152,125 169.7 millones de dólares 2013 231,366 769,153 17,090 56,813 185,700 803,044 17,090 73,903 1,113.1 millones de dólares 2014 1,352,455 5,889,040 99,898 434,991 1,095,310 5,857,296 100,800 539,038 673.8 millones de dólares 2015 4,666,711 2,149,379 344,704 158,763 334,032 5,470,772 30,740 503,467 661.8 millones de dólares 2016 613,201 4,540,288 45,294 335,366 478,678 4,136,328 44,052 380,660 56 millones de dólares 2017 69,967 457,940 5,168 33,826 56,158 423,713 5,168 38,994 701.2 millones de dólares 2019 280,389 2,220,175 20,711 163,992 607,953 2,007,019 55,949 184,703 607.4 millones de dólares 2037 275,685 7,443,493 20,363 549,810 221,272 6,195,617 20,363 570,173 Suma deuda externa 10,225,429 26,903,980 4,073,498 29,864,051 Deuda interna 4,287.9 millones de pesos 2013 428,792 1,715,019 428,792 2,143,810 6,014 millones de pesos 2014 601,401 2,669,096 601,401 3,270,497 5,628.8 millones de pesos 2015 577,239 3,163,720 577,239 3,740,960 12,379.1 millones de pesos 2016 1,285,938 8,402,600 1,285,938 9,688,536 5,428.5 millones de pesos 2017 550,069 4,142,033 411,491 3,444,921 6,701.3 millones de pesos 2018 679,937 4,893,457 328,400 2,288,375 1,178.2 millones de pesos 2022 78,547 981,837 78,547 1,060,384 2,491.2 millones de pesos 2037 83,664 2,258,938 83,664 2,342,604 Suma deuda interna 4,285,587 28,226,700 3,795,472 27,980,087 Suma PIDIREGAS 14,511,016 55,130,680 7,868,970 57,844,138 Total de arrendamientos y PIDIREGAS $ 14,586,202 $ 56,101,959 $ 8,073,786 $ 58,696,773

De conformidad con lo establecido en la Ley General de Deuda Pública, los financiamientos obtenidos por la Comisión Federal de Electricidad forman parte de la Deuda Pública. El Congreso de la

Unión autoriza los montos del endeudamiento y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, revisa el monto de las partidas que la CFE debe destinar anualmente para satisfacer compromisos derivados de la contratación de financiamientos para su inclusión en el Presupuesto de Egresos de la Federación.

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Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, las deudas contratadas para la adquisición de plantas, instalaciones y equipos por medio de arrendamiento financiero, se incluyen en forma detallada como sigue:

Monto de los pagosTasas de interés pactados equivalentes a las rentas Pagos hasta el Vigencia del

Tipo de activo Valor del equipo utilizadas Intereses Principal 31 de diciembre de 2008 contrato Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo

ACTIVOS EN OPERACION COMERCIAL 104.3 millones de euros 2.0% 20.0 millones de euros 104.3 millones de euros Principal Hasta el año 38,050$ 437,576$ 1,988 22,858 31,557$ 394,465$ 1,988 24,846 2 Unidades integrales termoeléctricas $ 1,520.9 millones 2021con capacidad de 350 MW cada una (79.45 millones de euros)para la C. T. TUXPAN Unidades 3 y 4

Intereses y comisiones$ 276.7 millones(14.453 millones de euros)

Honorarios fiduciarios Honorarios fiduciarios $ 202.7 millones $ 109.752 millones

2 Unidades integrales termoeléctricas 368.7 millones de dólares 2.75% 226.1 millones de dólares 368.7 millones de dólares Principal Hasta el año 14,492 202,883 1,070 14,986 11,631 174,471 1,070 16,056 con capacidad de 160 MW cada estadounidenses estadounidenses estadounidenses $ 4,774.8 millones 2013una para la C. T. TOPOLOBAMPO II (352.69 millones deUnidades 1 y 2 dólares estadounidenses)

Intereses$ 3,034.1 millones(224.111 millones de dólares estadounidenses)

Honorarios fiduciarios Honorarios fiduciarios $ 2,095.0 millones $ 981.600 millones

2 Unidades integrales hidroeléctricas 473.0 millones de dólares 9.0% 287.8 millones de dólares 473.0 millones de dólares Principal Hasta el año - - - - 93,580 - 8,612 - con capacidad de 211 MW cada una estadounidenses estadounidenses estadounidenses $ 6,403.6 millones 2008para la C. H. HUITES (473.00 millones de

dólares estadounidenses)

Intereses $ 3,896.3 millones(287.799 millones dedólares estadounidenses)

2 Unidades integrales hidroeléctricas 238.4 millones de dólares 2.5% 114.3 millones de dólares 238.4 millones de dólares Principal Hasta el año 22,644 330,820 1,673 24,436 18,174 283,699 1,673 26,108 con capacidad de 100 MW cada una estadounidenses estadounidenses estadounidenses $ 2,874.8 millones 2026para el C. H. TEMASCAL II (212.348 millones de Unidades 5 y 6 dólares estadounidenses)

Intereses $ 1,442.5 millones(106.552 millones dólares estadounidenses)

Honorarios fiduciarios Honorarios fiduciarios $ 150.6 millones $ 91.713 millones

Línea de Transmisión 50.63 millones de dólares 8.9% 23.6 millones de dólares 50.63 millones de dólares Principal Hasta el año - - - - 33,485 - 3,082 - TUXPAN - TEXCOCO estadounidenses estadounidenses estadounidenses $ 685.4 millones 2008

(50.63 millones dedólares estadounidenses)

Intereses $ 318.5 millones(23.526 millones de dólares estadounidenses)

SUMA DEUDA EXTERNA 75,186 971,279 188,427 852,635

Línea de Transmisión 163.9 millones de pesos 9.05% Intereses $ 38.9 millones 163.9 millones de pesos Principal Hasta el año 16,389 TUXPAN - TEXCOCO mexicanos mexicanos $ 163.86 millones 2008

Intereses$ 38.886 miillones

SUMA DEUDA INTERNA 16,389 -

TOTAL DEUDA EXTERNA E INTERNA DE ARRENDAMIENTO FINANCIERO 75,186$ 971,279$ 204,816$ 852,635$

Moneda nacional Moneda extranjeraSaldos al 31 de diciembre de 2007 (miles)Saldos al 31 de diciembre de 2008 (miles)

Moneda nacional Moneda extranjera

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Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, las deudas contratadas para la adquisición de plantas, instalaciones y equipos por medio de PIDIREGAS, se incluyen en forma detallada como sigue:

Monto de los pagos Monto totaldel proyecto

Intereses, impuestos, otros Pagos hasta el Vigencia del (equivalente en Moneda nacional Moneda extranjera Moneda nacional Moneda extranjeraTipo de activo Valor del crédito y honorarios fiduciarios Principal 31 de diciembre de 2008 contrato miles de pesos) Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo

PIDIREGAS4 Unidades integrales geotermoeléctricas 103.34 millones de dólares 71.32 millones de dólares 103.34 millones de dólares Principal Hasta el 1,398,994$ 109,389$ 359,794$ 8,080 26,576 87,799$ 376,579$ 8,080 34,656 con capacidad total de 100 MW, para la estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 929.81 millones año 2015C.G. Cerro Prieto IV (68.68 millones de dólares

estadounidenses)

Intereses$ 823.58 millones(60.83 millones de dólaresestadounidenses)

5.66 millones de de dólares Otros gastosestadounidenses de otros gastos $ 62.63 millones

(4.63 millones de dólaresestadounidenses)

1 módulo tipo ciclo combinado, con una 277.37 millones de dólares 157.72 millones de dólares 277.37 millones de dólares Principal Hasta el 3,755,064 293,184 1,262,999 21,656 93,291 235,317 1,249,034 21,656 114,947 capacidad de 445 MW, de la estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 2,198.88 millones año 2016C.C.C. Chihuahua (162.42 millones de dólares

estadounidenses)

Intereses$ 1,714.19 millones(126.62 millones de dólaresestadounidenses)

Otros gastos6.40 millones de dólares $ 57.16 millonesestadounidenses de otros gastos (4.22 millones de dólares

estadounidenses)

2 módulos tipo ciclo combinado, con una 331.09 millones de dólares 297.31 millones de dólares 331.09 millones de dólares Principal Hasta el 4,482,354 4,245,434 236,920 313,587 17,500 - 3,597,656 - 331,087 capacidad de 436.9 MW para ambos, estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses año 2015de la C.C.C. Monterrey II


Otros gastos16.65 millones de dólares $ 172.02 millonesestadounidenses de otros gastos (12.71 millones de dólares

estadounidenses)

1 Unidad termoeléctrica de 39.4 MW, 61.27 millones de dólares 29.11 millones de dólares 61.27 millones de dólares Principal Hasta el 829,514 102,473 233,573 7,569 17,253 75,646 269,720 6,962 24,822 de la C. D. Puerto San Carlos II estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 493.47 millones año 2011



1.11 millones de dólares Otros gastosestadounidenses de otros gastos $ 11.51 millones


Un módulo tipo ciclo combinado, con una 307.85 millones de dólares 338.46 millones de dólares 307.85 millones de dólares Principal Hasta el 4,167,811 225,096 2,711,987 16,627 200,320 167,175 2,357,381 15,385 216,946 capacidad de 497.6 MW , de la estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 1,230.73 millones año 2016C.C.C. Rosarito III, Unidades 8 y 9 (90.91 millones de dólares

estadounidenses)




pactados equivalentes a las rentas Saldos al 31 de diciembre de 2008 (miles) Saldos al 31 de diciembre de 2007 (miles)

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3 Módulos de ciclo combinado tipo 701.22 millones de dólares 578.47 millones de dólares 701.22 millones de dólares Principal Hasta el 9,493,325 280,389 2,220,175 20,711 163,992 607,953 2,007,019 55,949 184,703 multiflecha, con una capacidad de estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 6,992.76 millones año 2019generación nominal de 168.6 MW (516.52 millones de dólarescada uno, para la C.C.C. Samalayuca II. estadounidenses)M - 1, 2 y 3.


LT 211 CABLE SUBMARINO 100.02 millones de dólares 50.28 millones de dólares 100.02 millones de dólares Principal Hasta el 1,354,086 106,974 - 7,902 - 84,772 85,861 7,801 7,902 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 1,247.11 millones año 2009





LT 214 Y 215 SURESTE PENINSULAR 133.18 millones de dólares 123.65 millones de dólares 133.18 millones de dólares Principal Hasta el 1,803,050 252,788 1,027,299 18,672 75,881 65,813 1,027,431 6,057 94,553 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 522.96 millones año 2010





LT 216 Y 217 NOROESTE 110.12 millones de dólares 81.10 millones de dólares 110.12 millones de dólares Principal Hasta el 1,490,898 957,752 - 70,744 - 56,437 768,717 5,194 70,744 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 533.15 millones año 2009





SE 212 Y 213 SF6 POTENCIA DISTRIBUCION 175.18 millones de dólares 162.96 millones de dólares 175.18 millones de dólares Principal Hasta el 2,371,613 94,889 1,321,800 7,009 97,634 85,620 1,137,072 7,879 104,643 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 954.92 millones año 2014





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SE 218 NOROESTE 50.66 millones de dólares 34.35 millones de dólares 50.66 millones de dólares Principal Hasta el 685,808 69,378 186,812 5,125 13,799 51,587 205,625 4,747 18,923 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 429.62 millones año 2015





SE 219 SURESTE - PENINSULAR 33.79 millones de dólares 16.84 millones de dólares 33.8 millones de dólares Principal Hasta el 457,525 35,152 - 2,596 - 42,024 28,178 3,867 2,593 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 422.37 millones año 2009




(0.55 millones de dólares

SE 220 ORIENTAL - CENTRO 62.85 millones de dólares 41.40 millones de dólares 62.8 millones de dólares Principal Hasta el 850,862 391,592 - 28,925 - 56,227 314,303 5,174 28,925 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 459.27 millones año 2009





SE 221 OCCIDENTAL 72.51 millones de dólares 52.21 millones de dólares 72.5 millones de dólares Principal Hasta el 981,675 67,816 462,338 5,009 34,150 54,766 425,516 5,040 39,160 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 451.52 millones año 2014





L.T. 301 CENTRO 44.54 millones de dólares 16.80 millones de dólares 44.54 millones de dólares Principal Hasta el 603,049 63,518 127,037 4,692 9,384 50,982 152,945 4,692 14,075 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 412.49 millones año 2011



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L.T. 302 SURESTE 41.16 millones de dólares 18.73 millones de dólares 41.16 millones de dólares Principal Hasta el 557,191 58,086 116,172 4,290 8,581 46,621 153,676 4,290 14,143 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 382.93 millones año 2012



L.T. 303 IXTAPA - PIE DE LA CUESTA 27.68 millones de dólares 11.60 millones de dólares 27.68 millones de dólares Principal Hasta el 374,734 37,473 74,947 2,768 5,536 30,077 90,231 2,768 8,304 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 261.31 millones año 2011



L.T. 304 NOROESTE 28.22 millones de dólares 14.05 millones de dólares 28.22 millones de dólares Principal Hasta el 382,056 38,206 76,411 2,822 5,644 30,665 91,995 2,822 8,466 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 267.44 millones año 2011



L.T. 305 CENTRO - ORIENTE 36.48 millones de dólares 17.65 millones de dólares 36.48 millones de dólares Principal Hasta el 493,859 49,386 98,772 3,648 7,296 39,638 118,915 3,648 10,944 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 345.70 millones año 2011



L.T. 306 SURESTE 44.99 millones de dólares 18.93 millones de dólares 44.99 millones de dólares Principal Hasta el 609,075 60,907 121,815 4,499 8,998 48,886 146,658 4,499 13,497 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 426.35 millones año 2011



L.T. 307 NORESTE 24.34 millones de dólares 12.47 millones de dólares 24.34 millones de dólares Principal Hasta el 329,512 32,951 65,902 2,434 4,868 26,448 79,343 2,434 7,302 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 230.66 millones año 2011



L.T. 308 NOROESTE 44.13 millones de dólares 21.14 millones de dólares 44.13 millones de dólares Principal Hasta el 597,453 59,745 119,491 4,413 8,826 47,953 148,002 4,413 13,620 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 418.22 millones año 2012



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C. G. LOS AZUFRES II Y CAMPO GEOTÉRMICO 53.90 millones de dólares 15.70 millones de dólares 53.90 millones de dólares Principal Hasta el 729,669 73,113 291,615 5,400 21,540 58,682 292,740 5,400 26,940 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 364.94 millones año 2014



C. H. MANUEL MORENO TORRES 76.50 millones de dólares 26.39 miilones de dólares 76.50 millones de dólares Principal Hasta el 1,035,682 94,921 565,302 7,011 41,756 76,186 529,913 7,011 48,767 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 375.46 millones año 2016



L.T. 406 RED ASOCIADA A TUXPAN II, III Y IV 121.94 millones de dólares 43.94 millones de dólares 121.94 millones de dólares Principal Hasta el 1,650,815 167,526 513,341 12,374 37,918 134,461 546,482 12,374 50,292 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 969.95 millones año 2014



L.T. 407 RED ASOCIADA A ALTAMIRA II, III Y IV 297.60 millones de dólares 117.79 millones de dólares 297.60 millones de dólares Principal Hasta el 4,029,042 413,387 1,101,985 30,535 81,398 331,795 1,261,358 30,535 116,081 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 2,513.67 millones año 2014



L.T. 408 NACOZARI - NOGALES AREAS NOROESTE 44.63 millones de dólares 15.39 millones de dólares 44.63 millones de dólares Principal Hasta el 604,163 61,984 176,013 4,578 13,001 49,750 191,023 4,578 17,580 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 366.17 millones año 2013



L.T. 411 SISTEMA NACIONAL 85.68 millones de dólares 28.04 millones de dólares 85.68 millones de dólares Principal Hasta el 1,159,943 121,189 371,901 8,952 27,470 97,269 395,767 8,952 36,422 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 666.85 millones año 2014



L.T. 409 MANUEL MORENO TORRES 101.86 millones de dólares 26.56 millones de dólares 101.86 millones de dólares Principal Hasta el 1,379,048 137,905 620,572 10,186 45,838 110,686 608,773 10,186 56,024 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 620.57 millones año 2014



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SE 401 OCCIDENTAL - CENTRAL 64.30 millones de dólares 22.23 millones de dólares 64.30 millones de dólares Principal Hasta el 870,512 90,785 259,471 6,706 19,166 72,867 281,125 6,706 25,872 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 520.26 millones año 2012



SE 402 ORIENTAL PENINSULAR 73.13 millones de dólares 18.45 millones de dólares 73.13 millones de dólares Principal Hasta el 990,010 99,001 346,503 7,313 25,594 79,461 357,574 7,313 32,907 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 544.51 millones año 2013



L.T. 403 NORESTE 72.49 millones de dólares 26.79 millones de dólares 72.49 millones de dólares Principal Hasta el 981,458 101,337 226,573 7,485 16,736 81,336 263,189 7,485 24,221 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 653.55 millones año 2012



L.T. 404 NOROESTE - NORTE 40.50 millones de dólares 15.06 millones de dólares 40.50 millones de dólares Principal Hasta el 548,267 59,367 118,733 4,385 8,770 47,649 142,948 4,385 13,155 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 370.17 millones año 2011



SE 405 COMPENSACION ALTA TENSION 8.59 millones de dólares 2.19 millones de dólares 8.59 millones de dólares Principal Hasta el 116,271 11,627 40,996 859 3,028 9,332 42,237 859 3,887 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 63.65 millones año 2013



L.T. 410 SISTEMA NACIONAL 173.17 millones de dólares 63.85 millones de dólares 173.17 millones de dólares Principal Hasta el 2,344,492 237,163 768,316 17,518 56,751 190,354 807,025 17,518 74,269 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 1,339.01 millones año 2012



C. C. EL SAUZ CONVERSION DE TG A CC 56.86 millones de dólares 15.65 millones de dólares 56.86 millones de dólares Principal Hasta el 769,750 64,146 384,875 4,738 28,429 51,485 360,396 4,738 33,167 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 320.73 millones año 2015



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L.T. 414 NORTE - OCCIDENTAL 65.67 millones de dólares 19.49 millones de dólares 65.67 millones de dólares Principal Hasta el 889,094 88,909 383,248 6,567 28,308 71,361 378,966 6,567 34,876 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 416.94 millones año 2014



L.T. 502 ORIENTAL - NORTE 3.80 millones de dólares 1.16 millones de dólares 3.80 millones de dólares Principal Hasta el 51,429 5,143 28,286 380 2,089 4,128 26,831 380 2,469 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 18.00 millones año 2015



LT 506 SALTILLO - CAÑADA 57.78 millones de dólares 15.25 millones de dólares 57.78 millones de dólares Principal Hasta el 782,222 78,222 352,000 5,778 26,000 62,783 345,308 5,778 31,778 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 352.00 millones año 2014



SE 412 COMPENSACION NORTE 22.00 millones de dólares 5.42 millones de dólares 22.00 millones de dólares Principal Hasta el 297,802 29,780 104,231 2,200 7,699 23,902 107,561 2,200 9,899 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 163.79 millones año 2013



SE 413 NOROESTE - OCCIDENTAL 23.10 millones de dólares 6.06 millones de dólares 23.10 millones de dólares Principal Hasta el 312,670 31,267 140,702 2,310 10,393 25,096 138,027 2,310 12,702 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 140.70 millones año 2014



SE 503 ORIENTAL 21.40 millones de dólares 5.42 millones de dólares 21.40 millones de dólares Principal Hasta el 289,742 28,974 101,410 2,140 7,491 23,255 104,649 2,140 9,631 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 159.36 millones año 2013



SE 504 NORTE - OCCIDENTAL 31.71 millones de dólares 8.33 millones de dólares 31.71 millones de dólares Principal Hasta el 429,311 42,931 170,686 3,171 12,608 34,458 171,455 3,171 15,779 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 215.69 millones año 2014



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C. C. I. BAJA CALIFORNIA SUR I 56.00 millones de dólares 16.23 miilones de dólares 56.00 millones de dólares Principal Hasta el 758,170 69,967 457,940 5,168 33,826 56,158 423,713 5,168 38,994 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 230.26 millones año 2017



L.T. 610 TRANSMISION NOROESTE NORTE F 1 24.63 millones de dólares 7.50 millones de dólares 24.63 millones de dólares Principal Hasta el 333,475 33,348 183,412 2,463 13,548 26,766 173,977 2,463 16,011 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 116.72 millones año 2015



L.T. 612 SUBTRANSMISION NORTE NORESTE F 1 5.01 millones de dólares 1.53 millones de dólares 5.01 millones de dólares Principal Hasta el 67,860 6,786 37,323 501 2,757 5,447 35,403 501 3,258 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 23.75 millones año 2015



SE 613 SUBTRANSMISION OCCIDENTAL 7.39 millones de dólares 2.25 millones de dólares 7.39 millones de dólares Principal Hasta el 99,981 9,998 54,990 738 4,062 8,025 52,161 739 4,800 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 34.99 millones año 2015



L.T. 614 SUBTRANSMISION ORIENTAL 12.17 millones de dólares 3.67 millones de dólares 12.17 millones de dólares Principal Hasta el 164,809 16,481 90,645 1,217 6,695 13,228 85,982 1,217 7,913 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 57.68 millones año 2015



L.T. 712 RAT A LA CCI BAJA CALIFORNIA SUR I 21.18 millones de dólares 5.52 millones de dólares 21.18 millones de dólares Principal Hasta el 286,725 28,673 129,026 2,118 9,530 23,013 126,573 2,118 11,648 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 129.03 millones año 2014



SE 607 SISTEMA BAJIO - ORIENTAL 4.90 millones de dólares 1.27 millones de dólares 4.90 millones de dólares Principal Hasta el 66,279 6,628 29,826 490 2,203 5,320 29,259 490 2,693 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 29.83 millones año 2014



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SUMINISTRO DE VAPOR A LAS CENTRALES DE 13.12 millones de dólares 3.98 miilones de dólares 13.12 millones de dólares Principal Hasta el 177,660 17,766 97,713 1,312 7,218 14,259 92,687 1,312 8,530 CERRO PRIETO estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 62.18 millones año 2015



C.H. EL CAJON 607.39 millones de dólares 348.19 miilones de dólares 607.39 millones de dólares Principal Hasta el 8,222,960 275,685 7,443,493 20,363 549,810 221,272 6,195,617 20,363 570,173 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 503.78 millones año 2037



L.T. 710 RTA A LA CC ALTAMIRA V 14.40 millones de dólares 4.03 millones de dólares 14.40 millones de dólares Principal Hasta el 194,918 19,492 107,205 1,440 7,919 15,645 101,690 1,440 9,358 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 68.22 millones año 2015



RM BOTELLO 6.35 millones de dólares 1.84 miilones de dólares 6.35 millones de dólares Principal Hasta el 85,942 8,594 47,268 635 3,491 6,898 44,836 635 4,126 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 30.08 millones año 2015



RM CARBON II 7.78 millones de dólares 2.34 miilones de dólares 7.78 millones de dólares Principal Hasta el 105,369 10,537 57,953 778 4,281 8,457 54,972 778 5,059 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 36.88 millones año 2015



RM DOS BOCAS 14.40 millones de dólares 4.29 miilones de dólares 14.40 millones de dólares Principal Hasta el 195,001 19,500 107,250 1,440 7,922 15,651 101,733 1,440 9,362 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 68.25 millones año 2015



RM GOMEZ PALACIO 9.56 millones de dólares 2.66 miilones de dólares 9.56 millones de dólares Principal Hasta el 129,380 12,938 71,159 956 5,256 10,384 67,498 956 6,212 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 45.28 millones año 2015



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RM IXTACZOQUITLAN 0.92 millones de dólares 0.25 miilones de dólares 0.92 millones de dólares Principal Hasta el 12,392 1,239 6,815 92 503 995 6,465 92 595 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 4.34 millones año 2015



RM TUXPANGO 1.93 millones de dólares 0.56 miilones de dólares 1.93 millones de dólares Principal Hasta el 26,188 2,619 14,403 193 1,064 2,102 13,663 193 1,257 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 9.17 millones año 2015



RM CT VALLE DE MEXICO 5.79 millones de dólares 1.73 miilones de dólares 5.79 millones de dólares Principal Hasta el 78,387 7,839 43,113 579 3,185 6,292 40,895 579 3,764 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 27.44 millones año 2015



RM CARBON II, UNIDADES 2 Y 4 4.49 millones de dólares 1.31 miilones de dólares 4.49 millones de dólares Principal Hasta el 60,811 6,084 33,443 449 2,470 4,884 31,723 449 2,919 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $ 21.28 millones año 2015



SUMA DEUDA EXTERNA 69,397,207 10,225,429 26,903,980 4,073,498 29,864,051

C. C. I. GUERRERO NEGRO II 310.44 millones de pesos 154.73 millones de pesos 310.44 millones de pesos Principal Hasta el 310,444 31,044 139,700 31,044 170,744 mexicanos mexicanos mexicanos $ 139.70 millones año 2014

Intereses$ 104.61 millones

C. G. LOS AZUFRES II Y CAMPO GEOTERMICO 870.49 millones de pesos 384.45 millones de pesos 870.49 millones de pesos Principal Hasta el 870,494 87,049 348,045 87,049 435,094 mexicanos mexicanos mexicanos $ 435.40 millones año 2013


C. H. MANUEL MORENO TORRES 438.53 millones de pesos 217.67 millones de pesos 438.53 millones de pesos Principal Hasta el 438,530 43,853 216,393 43,853 260,246 mexicanos mexicanos mexicanos $ 178.28 millones año 2014


L. T. 407 RAT A ALTAMIRA II, III Y IV 405.94 millones de pesos 173.67 millones de pesos 405.94 millones de pesos Principal Hasta el 405,942 40,594 162,377 40,594 202,971 mexicanos mexicanos mexicanos $ 202.97 millones año 2014


L. T. 411 SISTEMA NACIONAL 514.60 millones de pesos 227.42 millones de pesos 514.60 millones de pesos Principal Hasta el 514,600 51,460 205,840 51,460 257,300 mexicanos mexicanos mexicanos $ 257.30 millones año 2013


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L. T. 409 MANUEL MORENO TORRES 1,958.71 millones de pesos 878.41 millones de pesos 1,958.71 millones de pesos Principal Hasta el 1,958,710 195,871 833,199 195,871 1,029,070 mexicanos mexicanos mexicanos $ 929.64 millones año 2014


SE 402 ORIENTAL - PENINSULAR 47.33 millones de pesos 20.49 millones de pesos 47.33 millones de pesos Principal Hasta el 47,329 4,733 26,031 4,733 30,764 mexicanos mexicanos mexicanos $ 16.57 millones año 2015


C. C. EL SAUZ CONVERSION DE TG A CC 637.69 millones de pesos 273.76 millones de pesos 637.69 millones de pesos Principal Hasta el 637,689 63,769 255,076 63,769 318,844 mexicanos mexicanos mexicanos $ 318.84 millones año 2013


L. T. 502 ORIENTAL - NORTE 125.88 millones de pesos 60.05 millones de pesos 125.88 millones de pesos Principal Hasta el 125,880 12,588 62,940 12,588 75,528 mexicanos mexicanos mexicanos $ 50.35 millones año 2014


L. T. 506 SALTILLO - CAÑADA 2,117.98 millones de pesos 914.83 millones de pesos 2,117.98 millones de pesos Principal Hasta el 2,117,980 211,798 847,192 211,798 1,058,990 mexicanos mexicanos mexicanos $ 1,058.99 millones año 2013


L. T. 715 RAT A LA CENTRAL TAMAZUNCHALE 1,166.18 millones de pesos 502.16 millones de pesos 1,166.18 millones de pesos Principal Hasta el 1,166,182 120,551 804,528 120,551 925,079 mexicanos mexicanos mexicanos $ 241.10 millones año 2016


L. T. 509 RED ASOCIADA RIO BRAVO III 497.45 millones de pesos 227.08 millones de pesos 497.45 millones de pesos Principal Hasta el 497,449 49,745 212,663 49,745 262,408 mexicanos mexicanos mexicanos $ 235.04 millones año 2014


SE 413 NOROESTE - OCCIDENTAL 391.41 millones de pesos 183.37 millones de pesos 391.41 millones de pesos Principal Hasta el 391,408 39,141 194,159 39,141 233,300 mexicanos mexicanos mexicanos $ 158.11 millones año 2014


SE 504 NORTE - OCCIDENTAL 147.16 millones de pesos 65.25 millones de pesos 147.16 millones de pesos Principal Hasta el 147,164 14,716 58,866 14,716 73,582 mexicanos mexicanos mexicanos $ 73.58 millones año 2013


L.T. 609 TRANSMISION NOROESTE OCCIDENTAL 1,378.65 millones de pesos 610.87 millones de pesos 1,378.65 millones de pesos Principal Hasta el 1,378,651 137,865 758,258 137,865 896,123 mexicanos mexicanos mexicanos $ 482.53 millones año 2015


L. T. 610 TRANSMISION NOROESTE-NORTE 1,423.71 millones de pesos 667.94 millones de pesos 1,423.71 millones de pesos Principal Hasta el 1,423,710 142,371 804,571 115,881 695,284 mexicanos mexicanos mexicanos $ 476.77 millones año 2018


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L. T. 612 SUBTRANSMISION NORTE-NORESTE 261.41 millones de pesos 112.31 millones de pesos 261.41 millones de pesos Principal Hasta el 261,406 26,735 165,448 26,735 192,183 mexicanos mexicanos mexicanos $ 69.22 millones año 2016


L. T. 613 SUBTRANSMISION OCCIDENTAL 227.82 millones de pesos 110.25 millones de pesos 227.82 millones de pesos Principal Hasta el 227,822 22,814 114,386 22,814 137,200 mexicanos mexicanos mexicanos $ 90.62 millones año 2015


L. T. 614 SUBTRANSMISION ORIENTAL 48.72 millones de pesos 21.81 millones de pesos 48.72 millones de pesos Principal Hasta el 48,715 4,890 26,369 4,890 31,259 mexicanos mexicanos mexicanos $ 17.46 millones año 2016


L. T. 615 SUBTRANSMISION PENINSULAR 286.27 millones de pesos 129.27 millones de pesos 286.27 millones de pesos Principal Hasta el 286,271 29,162 159,937 29,162 189,099 mexicanos mexicanos mexicanos $ 97.17 millones año 2016


LT 1012 RTA A LA CCC BAJA CALIFORNIA 139.17 millones de pesos 57.72 millones de pesos 139.17 millones de pesos Principal Hasta el 139,168 14,649 124,519 - - mexicanos mexicanos mexicanos $ 0.00 millones año 2018


SE 607 SISTEMA BAJIO ORIENTAL 806.96 millones de pesos 340.52 millones de pesos 806.96 millones de pesos Principal Hasta el 806,959 80,696 327,390 80,696 408,086 mexicanos mexicanos mexicanos $ 398.87 millones año 2014


L.T. 611 SUBTRANSMISION BAJA CALIFORNIA NOROESTE 330.91 millones de pesos 136.39 millones de pesos 330.91 millones de pesos Principal Hasta el 330,910 35,023 223,945 35,023 258,968 mexicanos mexicanos mexicanos $ 71.94 millones año 2016


SUMINISTRO DE VAPOR A LAS CENTRALES DE CERRO PRIETO 1,091.40 millones de pesos 474.89 millones de pesos 1,091.40 millones de pesos Principal Hasta el 1,091,405 110,443 638,258 110,443 748,701 mexicanos mexicanos mexicanos $ 342.70 millones año 2016


CC HERMOSILLO CONVERSION DE TG A CC 813.96 millones de pesos 330.87 millones de pesos 813.96 millones de pesos Principal Hasta el 813,960 85,680 471,240 85,680 556,920 mexicanos mexicanos mexicanos $ 257.04 millones año 2015


CH EL CAJON 2,491.18 millones de pesos 3,206.12 millones de pesos 2,491.18 millones de pesos Principal Hasta el 2,491,179 83,664 2,258,938 83,664 2,342,603 mexicanos mexicanos mexicanos $ 148.58 millones año 2037


L. T. 723 LINEAS CENTRO 70.93 millones de pesos 28.89 millones de pesos 70.93 millones de pesos Principal Hasta el 70,935 7,330 42,912 7,330 50,242 mexicanos mexicanos mexicanos $ 20.69 millones año 2016


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L. T. 714 RTA A LA C. H. EL CAJON 747.40 millones de pesos 304.17 millones de pesos 747.40 millones de pesos Principal Hasta el 747,404 76,792 499,150 76,792 575,942 mexicanos mexicanos mexicanos $ 171.46 millones año 2016


L.T. 710 RTA A LA CC ALTAMIRA V 660.79 millones de pesos 285.67 millones de pesos 660.79 millones de pesos Principal Hasta el 660,794 68,422 460,895 68,422 529,318 mexicanos mexicanos mexicanos $ 131.48 millones año 2016


L. T. 711 RTA A CC LA LAGUNA II 233.12 millones de pesos 113.22 millones de pesos 233.12 millones de pesos Principal Hasta el 233,119 23,312 116,559 23,312 139,871 mexicanos mexicanos mexicanos $ 93.25 millones año 2014


L. T. 707 ENLACE NORTE - SUR 378.59 millones de pesos 189.82 millones de pesos 378.59 millones de pesos Principal Hasta el 378,591 37,859 170,366 37,859 208,225 mexicanos mexicanos mexicanos $ 170.37 millones año 2014


L.T. 717 RIVIERA MAYA 422.14 millones de pesos 200.48 millones de pesos 422.14 millones de pesos Principal Hasta el 422,139 42,214 211,070 42,214 253,284 mexicanos mexicanos mexicanos $ 168.86 millones año 2014


PRESA REGULADORA AMATA 144.42 millones de pesos 61.65 millones de pesos 144.42 millones de pesos Principal Hasta el 144,418 14,442 79,430 14,442 93,872 mexicanos mexicanos mexicanos $ 50.55 millones año 2015


RM ADOLFO LOPEZ MATEOS 329.18 millones de pesos 141.43 millones de pesos 329.18 millones de pesos Principal Hasta el 329,182 33,764 185,704 33,764 219,469 mexicanos mexicanos mexicanos $ 109.71 millones año 2015


RM CARBON II 42.04 millones de pesos 20.33 millones de pesos 42.04 millones de pesos Principal Hasta el 42,043 4,204 21,021 4,204 25,226 mexicanos mexicanos mexicanos $ 16.82 millones año 2014


RM CT CARLOS RODRIGUEZ RIVERO 205.00 millones de pesos 88.97 millones de pesos 205.00 millones de pesos Principal Hasta el 204,997 21,091 137,092 21,091 158,183 mexicanos mexicanos mexicanos $ 46.81 millones año 2016


RM EMILIO PORTES GIL 2.80 millones de pesos 1.40 millones de pesos 2.80 millones de pesos Principal Hasta el 2,797 280 1,259 280 1,538 mexicanos mexicanos mexicanos $ 1.26 millones año 2014


RM CT FRANCISCO PEREZ RIOS U-3 Y 4 1,385.32 millones de pesos 536.43 millones de pesos 1,385.32 millones de pesos Principal Hasta el 1,385,321 138,532 1,108,257 - - mexicanos mexicanos mexicanos $ 138.53 millones año 2017


RM GOMEZ PALACIO 219.77 millones de pesos 87.61 millones de pesos 219.77 millones de pesos Principal Hasta el 219,766 23,133 150,366 23,133 173,500 mexicanos mexicanos mexicanos $ 46.27 millones año 2016


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RM HUINALA 6.26 millones de pesos 2.49 millones de pesos 6.26 millones de pesos Principal Hasta el 6,264 659 3,627 659 4,286 mexicanos mexicanos mexicanos $ 1.98 millones año 2015


RM JOSE ACEVES POZOS (MAZATLAN II) 150.12 millones de pesos 57.79 millones de pesos 150.12 millones de pesos Principal Hasta el 150,124 15,803 102,717 15,803 118,519 mexicanos mexicanos mexicanos $ 31.61 millones año 2016


RM GRAL MANUEL ALVAREZ MORENO (MANZANILLO) 525.50 millones de pesos 227.76 millones de pesos 525.50 millones de pesos Principal Hasta el 525,495 53,851 296,178 53,851 350,029 mexicanos mexicanos mexicanos $ 175.47 millones año 2015


RM CT PUERTO LIBERTAD 142.41 millones de pesos 61.67 millones de pesos 142.41 millones de pesos Principal Hasta el 142,408 14,241 78,324 14,241 92,565 mexicanos mexicanos mexicanos $ 49.84 millones año 2015


RM PUNTA PRIETA 131.63 millones de pesos 58.84 millones de pesos 131.63 millones de pesos Principal Hasta el 131,634 13,163 85,562 13,163 98,726 mexicanos mexicanos mexicanos $ 32.91 millones año 2016


RM SALAMANCA 344.54 millones de pesos 147.80 millones de pesos 344.54 millones de pesos Principal Hasta el 344,537 35,352 197,901 35,352 233,252 mexicanos mexicanos mexicanos $ 111.28 millones año 2016


RM TUXPANGO 166.32 millones de pesos 70.94 millones de pesos 166.32 millones de pesos Principal Hasta el 166,322 17,508 96,292 17,508 113,799 mexicanos mexicanos mexicanos $ 52.52 millones año 2015


SE 722 NORTE 83.36 millones de pesos 36.42 millones de pesos 83.36 millones de pesos Principal Hasta el 83,355 8,774 48,258 8,774 57,033 mexicanos mexicanos mexicanos $ 26.32 millones año 2015


SE 705 CAPACITORES 37.08 millones de pesos 15.79 millones de pesos 37.08 millones de pesos Principal Hasta el 37,081 3,708 20,395 3,708 24,103 mexicanos mexicanos mexicanos $ 12.98 millones año 2015


SE 708 COMPENSACION DINAMICA ORIENTAL - NORTE 482.20 millones de pesos 211.36 millones de pesos 482.20 millones de pesos Principal Hasta el 482,201 48,220 265,210 48,220 313,431 mexicanos mexicanos mexicanos $ 168.77 millones año 2015


SLT 701 OCCIDENTE - CENTRO 863.33 millones de pesos 358.97 millones de pesos 863.33 millones de pesos Principal Hasta el 863,327 89,113 644,723 54,043 416,857 mexicanos mexicanos mexicanos $ 129.49 millones año 2018


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SLT 702 SURESTE - PENINSULAR 222.49 millones de pesos 92.79 millones de pesos 222.49 millones de pesos Principal Hasta el 222,487 22,765 166,674 22,719 189,050 mexicanos mexicanos mexicanos $ 33.05 millones año 2017


SLT 703 NORESTE - NORTE 210.31 millones de pesos 87.18 millones de pesos 210.31 millones de pesos Principal Hasta el 210,312 21,242 139,780 21,242 161,022 mexicanos mexicanos mexicanos $ 49.29 millones año 2016


SLT 704 BAJA CALIFORNIA - NOROESTE 73.23 millones de pesos 31.66 millones de pesos 73.23 millones de pesos Principal Hasta el 73,235 7,709 42,399 7,709 50,108 mexicanos mexicanos mexicanos $ 23.13 millones año 2015


SLT 706 SISTEMAS NORTE 1,869.57 millones de pesos 794.65 millones de pesos 1,869.57 millones de pesos Principal Hasta el 1,869,573 187,501 1,283,830 136,933 993,240 mexicanos mexicanos mexicanos $ 398.24 millones año 2018


SLT 709 SISTEMAS SUR 1,074.93 millones de pesos 448.10 millones de pesos 1,074.93 millones de pesos Principal Hasta el 1,074,932 113,151 622,329 113,151 735,480 mexicanos mexicanos mexicanos $ 339.45 millones año 2015


CC CONVERSION EL ENCINO DE TG A CC 809.85 millones de pesos 354.33 millones de pesos 809.85 millones de pesos Principal Hasta el 809,849 80,985 566,894 80,985 647,879 mexicanos mexicanos mexicanos $ 161.97 millones año 2016


CCI BAJA CALIFORNIA SUR II 658.77 millones de pesos 255.33 millones de pesos 658.77 millones de pesos Principal Hasta el 658,772 73,197 475,780 73,197 548,977 mexicanos mexicanos mexicanos $ 109.80 millones año 2016


L. T. 807 DURANGO I 370.59 millones de pesos 157.00 millones de pesos 370.59 millones de pesos Principal Hasta el 370,591 37,269 238,055 37,269 275,324 mexicanos mexicanos mexicanos $ 95.27 millones año 2016


RM CCC TULA 57.43 millones de pesos 22.09 millones de pesos 57.43 millones de pesos Principal Hasta el 57,428 6,212 40,379 6,212 46,591 mexicanos mexicanos mexicanos $ 10.84 millones año 2016


RM CT CARBON II UNIDADES 2 Y 4 96.14 millones de pesos 38.10 millones de pesos 96.14 millones de pesos Principal Hasta el 96,137 10,120 55,659 10,120 65,778 mexicanos mexicanos mexicanos $ 30.36 millones año 2015


RM CT EMILIO PORTES GIL UNIDAD 4 389.24 millones de pesos 143.28 millones de pesos 389.24 millones de pesos Principal Hasta el 389,238 42,668 282,569 42,668 325,237 mexicanos mexicanos mexicanos $ 64.00 millones año 2017


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RM CT FRANCISCO PEREZ RIOS U 5 345.18 millones de pesos 143.56 millones de pesos 345.18 millones de pesos Principal Hasta el 345,182 34,518 224,369 34,518 258,887 mexicanos mexicanos mexicanos $ 86.30 millones año 2016


RM CT PDTE ADOLFO LOPEZ MATEOS UNIDADES 3, 4, 5 Y 6 481.60 millones de pesos 199.52 millones de pesos 481.60 millones de pesos Principal Hasta el 481,597 48,798 359,189 48,798 407,987 mexicanos mexicanos mexicanos $ 73.61 millones año 2017


RM CT PDTE PLUTARCO ELIAS CALLES UNIDADES 1 Y 2 224.01 millones de pesos 89.71 millones de pesos 224.01 millones de pesos Principal Hasta el 224,010 23,623 164,953 23,623 188,576 mexicanos mexicanos mexicanos $ 35.43 millones año 2016


SE 811 NOROESTE 120.48 millones de pesos 50.06 millones de pesos 120.48 millones de pesos Principal Hasta el 120,480 12,048 78,312 12,048 90,360 mexicanos mexicanos mexicanos $ 30.12 millones año 2016


SE 812 GOLFO NORTE 57.31 millones de pesos 23.98 millones de pesos 57.31 millones de pesos Principal Hasta el 57,305 6,030 39,196 6,030 45,226 mexicanos mexicanos mexicanos $ 12.08 millones año 2016


SE 813 DIVISION BAJIO 582.59 millones de pesos 243.09 millones de pesos 582.59 millones de pesos Principal Hasta el 582,587 58,975 470,773 5,368 40,257 mexicanos mexicanos mexicanos $ 52.84 millones año 2018


SLT 801 ALTIPLANO 924.70 millones de pesos 372.52 millones de pesos 924.70 millones de pesos Principal Hasta el 924,704 94,957 637,693 94,957 732,649 mexicanos mexicanos mexicanos $ 192.05 millones año 2016


SLT 802 TAMAULIPAS 776.33 millones de pesos 327.89 millones de pesos 776.33 millones de pesos Principal Hasta el 776,331 77,633 582,248 77,633 659,881 mexicanos mexicanos mexicanos $ 116.45 millones año 2017


SLT 803 NOINE 721.47 millones de pesos 292.34 millones de pesos 721.47 millones de pesos Principal Hasta el 721,468 74,597 542,525 74,597 617,121 mexicanos mexicanos mexicanos $ 104.35 millones año 2016


SLT 806 BAJIO 701.78 millones de pesos 298.56 millones de pesos 701.78 millones de pesos Principal Hasta el 701,776 70,178 456,154 70,178 526,332 mexicanos mexicanos mexicanos $ 175.44 millones año 2016


CE LA VENTA II 1,178.20 millones de pesos 815.49 millones de pesos 1,178.20 millones de pesos Principal Hasta el 1,178,204 78,547 981,837 78,547 1,060,384 mexicanos mexicanos mexicanos $ 117.82 millones año 2022


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L. T. 904 RTA A LA CE LA VENTA II 74.80 millones de pesos 32.24 millones de pesos 74.80 millones de pesos Principal Hasta el 74,804 7,480 52,363 7,480 59,843 mexicanos mexicanos mexicanos $ 14.96 millones año 2016


SE 911 NORESTE 98.36 millones de pesos 41.53 millones de pesos 98.36 millones de pesos Principal Hasta el 98,359 9,836 73,770 9,836 83,606 mexicanos mexicanos mexicanos $ 14.75 millones año 2017


SE 915 OCCIDENTAL 122.00 millones de pesos 52.04 millones de pesos 122.00 millones de pesos Principal Hasta el 121,999 12,200 103,699 - - mexicanos mexicanos mexicanos $ 6.10 millones año 2018


SLT 901 PACIFICO 431.09 millones de pesos 178.85 millones de pesos 431.09 millones de pesos Principal Hasta el 431,093 44,647 375,533 - - mexicanos mexicanos mexicanos $ 10.91 millones año 2018


SLT 902 ISTMO 893.03 millones de pesos 365.38 millones de pesos 893.03 millones de pesos Principal Hasta el 893,033 89,434 687,019 89,434 776,453 mexicanos mexicanos mexicanos $ 116.58 millones año 2017


SLT 903 CABO - NORTE 619.45 millones de pesos 253.71 millones de pesos 619.45 millones de pesos Principal Hasta el 619,448 64,749 426,787 64,749 491,536 mexicanos mexicanos mexicanos $ 127.91 millones año 2016


RED DE FIBRA OPTICA PROYECTO SUR 292.14 millones de pesos 114.10 millones de pesos 292.14 millones de pesos Principal Hasta el 292,141 31,401 213,638 31,401 245,039 mexicanos mexicanos mexicanos $ 47.20 millones año 2017


RED DE FIBRA OPTICA PROYECTO CENTRO 491.87 millones de pesos 224.69 millones de pesos 491.87 millones de pesos Principal Hasta el 491,868 51,776 362,429 51,776 414,205 mexicanos mexicanos mexicanos $ 77.66 millones año 2016


RED DE FIBRA OPTICA PROYECTO NORTE 492.88 millones de pesos 208.77 millones de pesos 492.88 millones de pesos Principal Hasta el 492,882 49,288 369,661 49,288 418,949 mexicanos mexicanos mexicanos $ 73.93 millones año 2017


SE 1005 NOROESTE 93.48 millones de pesos 36.84 millones de pesos 93.48 millones de pesos Principal Hasta el 93,479 9,840 83,639 - - mexicanos mexicanos mexicanos $ 00.00 millones año 2018


RM CT PUERTO LIBERTAD U 4 142.73 millones de pesos 61.39 millones de pesos 142.73 millones de pesos Principal Hasta el 142,728 14,273 99,909 14,273 114,182 mexicanos mexicanos mexicanos $ 28.55 millones año 2016


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RM CT VALLE DE MEXICO UNIDADES 5, 6 Y 7 49.79 millones de pesos 18.36 millones de pesos 49.79 millones de pesos Principal Hasta el 49,791 5,532 35,961 5,532 41,493 mexicanos mexicanos mexicanos $ 8.30 millones año 2016


RM CCC SAMALAYUCA II 11.72 millones de pesos 4.62 millones de pesos 11.72 millones de pesos Principal Hasta el 11,718 1,302 8,463 1,302 9,765 mexicanos mexicanos mexicanos $ 1.95 millones año 2016


RM CCC EL SAUZ 46.16 millones de pesos 18.63 millones de pesos 46.16 millones de pesos Principal Hasta el 46,162 4,616 35,774 4,616 40,387 mexicanos mexicanos mexicanos $ 5.77 millones año 2017


RM CCC HUINALA II 19.66 millones de pesos 8.14 millones de pesos 19.66 millones de pesos Principal Hasta el 19,655 1,966 16,707 - - mexicanos mexicanos mexicanos $ 0.98 millones año 2018


SE 1004 COMPENSACION DINAMICA AREA CENTRAL 171.76 millones de pesos 65.39 millones de pesos 171.76 millones de pesos Principal Hasta el 171,756 18,080 117,518 18,080 135,597 mexicanos mexicanos mexicanos $ 36.16 millones año 2016


L.T. 1011 RED ASOCIADA A LA CC SAN LORENZO 63.38 millones de pesos 28.28 millones de pesos 63.38 millones de pesos Principal Hasta el 63,382 6,338 53,870 - - mexicanos mexicanos mexicanos $ 3.17 millones año 2018


SLT 1002 COMPENSACION Y TRANSMISION NORESTE-SURESTE 418.85 millones de pesos 172.44 millones de pesos 418.85 millones de pesos Principal Hasta el 418,854 42,576 343,165 16,175 142,737 mexicanos mexicanos mexicanos $ 33.11 millones año 2018


SLT 1001 RED DE TRANSMISION BAJA-NOGALES 350.98 millones de pesos 144.92 millones de pesos 350.98 millones de pesos Principal Hasta el 350,978 35,098 263,234 35,098 298,333 mexicanos mexicanos mexicanos $ 52.65 millones año 2017


RM CT PUERTO LIBERTAD UNIDADES 2 Y 3 332.70 millones de pesos 140.43 millones de pesos 332.70 millones de pesos Principal Hasta el 332,703 34,116 289,982 - - mexicanos mexicanos mexicanos $ 8.61 millones año 2018


RM CT PUNTA PRIETA UNIDAD 2 61.56 millones de pesos 26.64 millones de pesos 61.56 millones de pesos Principal Hasta el 61,557 6,156 52,323 - - mexicanos mexicanos mexicanos $ 3.08 millones año 2018


SE 1129 COMPENSACION REDES 42.69 millones de pesos 16.98 millones de pesos 42.69 millones de pesos Principal Hasta el 42,693 4,494 38,199 - - mexicanos mexicanos mexicanos $ 00.00 millones año 2018


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SLT 1118 TRANSMISION Y TRANSFORMACION DEL NORTE 237.47 millones de pesos 96.50 millones de pesos 237.47 millones de pesos Principal Hasta el 237,474 24,995 207,924 - - mexicanos mexicanos mexicanos $ 4.55 millones año 2018


SUMA DEUDA INTERNA 44,208,966 4,285,587 28,226,700 3,795,472 27,980,087

TOTAL DEUDA EXTERNA E INTERNA DE PIDIREGAS 113,606,173$ 14,511,016 55,130,680 7,868,970 57,844,138

TOTAL DEL PASIVO POR ARRENDAMIENTO FINANCIERO Y PIDIREGAS 14,586,202$ 56,101,959$ 8,073,786$ 58,696,773$

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a. El pasivo por contratos de arrendamiento capitalizables y PIDIREGAS, vence

como sigue: Año que terminará el 31 de diciembre de Corto plazo: 2009 $ 14,586,202 Largo plazo: 2010 8,740,263 2011 8,500,671 2012 7,494,815 2013 7,901,253 Años posteriores 23,464,957 56,101,959 $ 70,688,161 b. Al 31 de diciembre de 2008, los compromisos mínimos de pago por

arrendamientos capitalizables son: Arrendamiento de equipo y PIDIREGAS $ 96,471,125 Menos: Intereses no devengados (25,782,964) Valor presente de las obligaciones 70,688,161 Menos: Porción circulante de las obligaciones 14,586,202 Porción a largo plazo de arrendamientos de equipo y PIDIREGAS $ 56,101,959 c. Durante los años terminados el 31 de diciembre de 2008 y 2007, las

operaciones derivadas de los arrendamientos capitalizables, que afectaron los resultados de CFE, fueron las que se muestran a continuación:

2 0 0 8 2 0 0 7 Intereses $ 39,631 $ 97,990 Fluctuaciones cambiarias 41,700 35,962 Comisiones y otros 78,366 60,017 $ 159,697 $ 193,969

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d. Programa de certificados bursátiles - Con objeto de refinanciar proyectos de

obra pública financiada (PIDIREGAS), la CFE ha instrumentado un mecanismo estructurado a través del cual se emiten Certificados Bursátiles (CEBURES). Este mecanismo inicia con la suscripción de un contrato de crédito, mismo que es cedido por el banco acreedor a un fideicomiso privado que bursatiliza los derechos sobre el crédito, emitiendo CEBURES. Los fondos provenientes de dichas emisiones son invertidos por el Fiduciario, mientras la CFE los va desembolsando para pagar a los contratistas de los proyectos de obra pública financiada (PIDIREGAS), a su entrega a satisfacción de la entidad. Cada emisión de CEBURES constituye un pasivo para la CFE y cada uno de los desembolsos se convierte en deuda PIDIREGAS.

Para poder llevar a cabo este mecanismo de financiamiento, la Comisión

Nacional Bancaria y de Valores autoriza previamente a la CFE los programas de CEBURES, normalmente por montos mínimos de $ 6,000 millones de pesos y con una vigencia de dos o más años para poder llevar a cabo las emisiones requeridas hasta por el monto total autorizado, el cual puede ser ampliado a solicitud de la CFE.

Durante el ejercicio de 2003 se llevaron a cabo las primeras emisiones de

CEBURES, con tres tramos por un monto acumulado de $ 6,000 millones de pesos nominales. Los dos primeros tramos fueron por un importe de $ 2,600 millones de pesos nominales cada uno y se llevaron a cabo el 6 de octubre y el 7 de noviembre de 2003, respectivamente. El tercer tramo se realizó el 11 de diciembre de 2003 con importe de $ 800 millones de pesos nominales.

El cuarto tramo de esta emisión se emitió el 5 de marzo de 2004 por $ 665

millones de pesos nominales. El plazo de vigencia de todas estas operaciones es de 10 años

aproximadamente, a una tasa de interés de Certificados de la Tesorería de la Federación ("Cetes") a 182 días más 0.85 puntos porcentuales.

Para los cuatro tramos arriba indicados, la amortización del principal será

aproximadamente cada 182 días y el cálculo de los intereses incluirá una protección contra la inflación (piso de inflación), es decir, que para cada período de interés que en su caso corresponda, la tasa se ajustará como resultado de la comparación del aumento porcentual en el valor de la unidad de inversión ("UDI") durante el período de intereses de que se trate, con la tasa de interés bruto anual pagadera respecto de los CEBURES por dicho período de intereses.

En el mes de agosto de 2005, se llevaron a cabo las emisiones de los tres

primeros tramos de un nuevo programa de CEBURES con un monto total de $ 7,700 millones de pesos nominales. El primero por $ 2,200 millones de pesos nominales el 18 de marzo de 2005, el segundo por $ 3,000 millones de pesos nominales el 1 de julio de 2005 y el tercero por $ 2,500 millones de pesos nominales el 19 de agosto de 2005, su plazo de vigencia es de 10 años aproximadamente, a una tasa de interés de Cetes a 182 días más 0.79 puntos porcentuales.

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El 27 de enero de 2006 se emitió el cuarto tramo por un monto de $ 2,000

millones de pesos nominales y el quinto tramo por $ 1,750 millones de pesos nominales se emitió el 9 de marzo de 2007, con una vigencia de 10 años a una tasa de interés equivalente a Cetes a 91 días más 0.429 puntos porcentuales y 0.345 puntos porcentuales, respectivamente.

Al 31 de diciembre de 2005, de los $ 7,700,000 emitidos en ese año, sólo se

habían desembolsado $ 6,112,196 para el pago de deuda financiada "PIDIREGAS", quedando un saldo por disponer de $ 1,587,804. Este saldo fue dispuesto en su totalidad durante 2006.

El 24 de abril de 2006, la Comisión Nacional Bancaria y de Valores autorizó

a CFE un nuevo programa de CEBURES, habiéndose emitido los días 28 de abril, 9 de junio y 20 de octubre de 2006 por la cantidad de $ 2,000 millones de pesos nominales en cada una de estas tres operaciones y el 30 de noviembre de 2006 una cuarta emisión por $ 1,000 millones de pesos.

El plazo de vigencia de las operaciones arriba mencionadas es de

aproximadamente 10 años. La tasa de interés promedio ponderada es equivalente a Cetes a 91 días más 0.42 puntos porcentuales de las tres primeras operaciones, y la de la cuarta operación se fijó en 7.41%.

Al 31 de diciembre de 2006, de los $ 7,000 millones de pesos nominales de

las cuatro emisiones se habían desembolsado de los fideicomisos un total de $ 3,631,952 para el refinanciamiento de proyectos de obra pública financiada.

La Comisión Nacional Bancaria y de Valores autorizó un nuevo programa a

la CFE y el 10 de noviembre de 2006 se realizó la primera emisión por $ 1,500 millones de pesos nominales, que serían utilizados para el pago a contratistas adjudicatarios a proyectos PIDIREGAS. Esta primera emisión tiene un plazo de 30 años y paga una tasa de interés bruto anual del 8.58%, pagadero cada 182 días. El 28 de febrero de 2007 se desembolsaron de esa emisión $ 1,384.7 millones de pesos, que fueron utilizados para el pago parcial al contratista del proyecto PIDIREGAS conocido como "El Cajón".

El 30 de agosto de 2007, se efectuó la segunda emisión a 30 años por

$ 1,000.0 millones de pesos para cubrir el segundo pago al contratista del proyecto PIDIREGAS "El Cajón".

En el ejercicio 2007 se realizaron las siguientes emisiones a 10 años: el 9 de

marzo de 2007 una emisión por $ 1,750 millones de pesos nominales a Cetes más 0.345% anual, el 8 de junio otra también por $ 1,750 millones de pesos nominales, con una tasa de interés de Cetes más 0.25% anual , el 17 de agosto de 2007 la emisión fue por $ 1,750.0 millones de pesos a Cetes 182 más 0.25% y por último el 23 noviembre de 2007 por $ 1,200.0 millones de pesos a un costo de Cetes 182 más 0.30%.

Durante el ejercicio anual 2007, se desembolsaron de los fideicomisos un

total de $ 9,945.2 millones de pesos para el financiamiento de los diversos pagos de proyectos de obra pública financiada.

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Durante el año de 2008, se efectuaron dos emisiones, una el 25 de enero de

2008 por $ 2,000.0 millones de pesos y la segunda el 23 de mayo de 2008 por un importe de $ 1,700.0 millones, ambas a una tasa de CETES a 91 días más 0.45%.

En el período anual 2008, se desembolsaron de los fideicomisos un total de

$ 4,827.3 millones de pesos para el financiamiento de proyectos de obra pública financiada.

13. IMPUESTOS Y DERECHOS POR PAGAR Los impuestos y derechos por pagar al 31 de diciembre de 2008 y 2007 se

integran como sigue: 2 0 0 8 2 0 0 7 A cargo de CFE: Impuesto Sobre la Renta (ISR) sobre remanente distribuible $ 900,783 $ 1,420,935 ISR a pagar por cuenta de terceros 169,841 148,838 Cuotas al Instituto Mexicano del Seguro Social (incluye Seguro de Retiro) 372,799 374,076 Derechos sobre uso y aprovechamiento de aguas nacionales 252,026 251,422 Impuesto sobre nóminas 22,507 19,811 Aportaciones al Instituto del Fondo Nacional de la Vivienda para los Trabajadores 8,878 7,521 Subtotal 1,726,834 2,222,603 Retenidos por CFE: ISR retenido de los empleados 262,047 307,973 Impuesto al valor agregado retenido 102,022 87,759 ISR intereses en el extranjero 25,437 24,140 ISR por pagar a residentes en el extranjero 2,076 2,269 Cinco al millar a contratistas 13,596 13,340 ISR por honorarios y arrendamientos 6,622 10,229 Dos al millar a contratistas 801 757 Otros 36 13 Subtotal 412,637 446,480 Total $ 2,139,471 $ 2,669,083 14. OTROS PASIVOS A LARGO PLAZO Corresponde al pasivo por desmantelamiento de la Central Nucleoeléctrica de

Laguna Verde al cierre de diciembre 2008 y 2007, el importe aproximado del pasivo total a valor presente asciende a $ 6,769,150 y $ 5,433,100 respectivamente.

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15. CONTINGENCIA a. Existen 8,200 juicios de carácter laboral en proceso de resolución, por los

cuales se ha registrado una provisión por $ 2,604,140 (incluye $ 145,140 para reconocimiento de antigüedad de los trabajadores). El estudio para crear la provisión por litigios laborales consideró la tendencia de los juicios resueltos en los últimos cinco años.

b. El Organismo tiene diversos juicios de carácter penal, fiscal, civil, agrarios y

arbitral, cuyos efectos económicos son diversos, entre los cuales algunos son considerados como relevantes por los abogados de CFE, el importe contingente estimado por el Organismo asciende aproximadamente a $ 1,800,000. Actualmente los juicios se encuentran en proceso de resolución, por lo que el área jurídica responsable considera que en la fase actual de los procesos, la evaluación de la posibilidad de un resultado desfavorable no es susceptible de determinarse.

16. PATRIMONIO El efecto de la actualización del patrimonio se distribuye entre cada uno de sus

distintos componentes, según se muestra a continuación: Valor nominal Actualización Total Patrimonio acumulado $ 149,868,823 $ 279,483,059 $ 429,351,882 Aportaciones recibidas 6,276,250 6,276,250 Pérdida neta del año (19,510,354) (19,510,354) $ 136,634,719 $ 279,483,059 $ 416,117,778 17. OTROS INGRESOS (GASTOS), NETO Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, se integran como sigue: 2 0 0 8 2 0 0 7 Otros ingresos $ 5,291,506 $ 4,125,010 Otros gastos (4,838,492) (4,899,749) Productores externos de energía eléctrica, neto (73,885) (1,361,395) $ 379,129 $ (2,136,134)

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18. IMPUESTO SOBRE LA RENTA (ISR) SOBRE EL REMANENTE DISTRIBUIBLE De acuerdo a lo establecido en la Ley del ISR, el Organismo no causa este

gravamen; sin embargo, debe retener y enterar el impuesto, así como exigir la documentación que reúna requisitos fiscales, cuando haga pagos a terceros y estén obligados a ello en términos de la Ley. El Organismo está obligado al pago de este impuesto por el remanente distribuible de las partidas que no reúnan dichos requisitos fiscales con fundamento en el Artículo 95 último párrafo de la Ley del ISR.

Durante los años terminados al 31 de diciembre de 2008 y 2007, se causó ISR

sobre el remanente distribuible por $ 901,062 y $ 1,451,759, respectivamente, mismos que fueron determinados con fundamento en los Artículos 95 último párrafo y 102 de la Ley del ISR.

A partir del 1º de enero de 2008, se encuentra en vigor la Ley del Impuesto

Empresarial a Tasa Única (IETU), esta ley abroga la Ley del Impuesto al Activo (IMPAC). El Organismo, no es contribuyente del IETU de acuerdo a lo establecido en la Fracción I del Artículo 4 de la Ley del IETU y tampoco fue sujeto a la Ley del IMPAC de acuerdo a lo descrito en el Artículo 6 Fracción I de la Ley respectiva.

19. INSUFICIENCIA DEL APROVECHAMIENTO SOBRE LAS TRANSFERENCIAS DEL GOBIERNO FEDERAL PARA COMPLEMENTAR TARIFAS DEFICITARIAS Las transacciones celebradas con el Gobierno Federal durante los años

terminados el 31 de diciembre de 2008 y 2007, fueron las siguientes: 2 0 0 8 2 0 0 7 Aprovechamiento a cargo de CFE deter- minado mediante la aplicación de una tasa del 9% sobre los activos fijos netos en operación del año anterior $ (55,767,439) $ (53,996,695) Transferencias del Gobierno Federal para complementar tarifas deficitarias: Virtuales 76,781,889 55,590,422 Recibidas en efectivo 229,942 Total de transferencias del Gobierno Federal para complementar tarifas deficitarias 77,011,831 55,590,422 Insuficiencia del aprovechamiento sobre las transferencias para complementar tarifas deficitarias $ 21,244,392 $ 1,593,727

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20. RESULTADO INTEGRAL DE FINANCIAMIENTO El resultado integral de financiamiento se integra como sigue: 2 0 0 8 2 0 0 7 Intereses a cargo, neto $ (4,564,614) $ (3,719,844) Pérdida cambiaria, neta (18,021,874) (329,773) Utilidad por posición monetaria 2,077,077 $ (22,586,488) $ (1,972,540) 21. PROGRAMA DE REGULARIZACIÓN FISCAL El Servicio de Administración Tributaria (SAT) dentro de sus facultades de

comprobación llevó a cabo la revisión de las declaraciones fiscales de CFE, en las que se encontraron diferencias de criterios, por lo cual fincó créditos fiscales por impuestos sobre diversos conceptos (fondo de ahorro, ayuda de renta de casa, energía eléctrica en especie, depósitos en garantía, etc.), en los ejercicios fiscales de 1998 a 2003; en consecuencia, la CFE presentó diversos medios legales a fin de defender sus intereses. Durante el ejercicio de 2007, a través de la Ley de Ingresos de la Federación el SAT promovió un programa de condonación de créditos fiscales, al cual la CFE decidió acogerse en virtud de la reducción significativa de los adeudos a liquidar; asimismo, y en congruencia con lo anterior, se llevó a cabo la autocorrección por los ejercicios 2003 a 2007, contándose para ello con la autorización de la Junta de Gobierno.

Con esta acción, el Organismo liquidó créditos fiscales por un monto de

$ 5,202,902, con lo cual se evitó la contingencia de un crédito calculado en cerca de $ 20,000,000.

22. UTILIDAD (PÉRDIDA) INTEGRAL La utilidad (pérdida) integral al 31 de diciembre de 2008 y 2007, se integra como

sigue: 2 0 0 8 2 0 0 7 Efecto del año por instrumentos financieros registrados en el patrimonio acumulado $ 702,341 $ (434,789) Pérdida según estados de resultados (19,510,354) (7,457,695) Insuficiencia en la actualización del patrimonio (2,753,310) Cancelación de los cargos al patrimonio por el reconocimiento de la NIF D-3 "Beneficios a los empleados" 72,517,010 Reconocimiento en el patrimonio acumulado de los efectos de la incorporación de la NIF B-10 Efectos de la inflación (2,753,310) Cancelación de la insuficiencia en la actualización del patrimonio por el reconocimiento de la NIF B-10 Efectos de la inflación 2,753,310 Cargo al patrimonio acumulado por pasivo adicional de obligaciones laborales al retiro (13,366,442) $ 53,708,997 $ (24,012,236)

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Derivado de la aplicación de la NIF B-10 "Efectos de la inflación en los estados financieros se cancela la insuficiencia en la

actualización del patrimonio por $ 8,007,084, pasando a formar parte del patrimonio acumulado. Adicionalmente y por motivo del reconocimiento de la NIF D-3 "Beneficios a los empleados" se cancela el efecto en el patrimonio por obligaciones laborales por $ 72,517,010.

23. POSICIÓN EN MONEDA EXTRANJERA Al 31 de diciembre, la CFE tenía activos y pasivos en monedas extranjeras (cifras expresadas en miles) como sigue:

2 0 0 8 Activos Pasivos Posición Efectivo y Arrendamiento corta en equivalentes Deuda Deuda de equipo y moneda en efectivo Proveedores interna externa PIDIREGAS extranjera Dólares americanos 59,158 25,821 76,629 2,998,192 2,786,451 (5,827,935) Euros - - - 32,987 23,615 (56,602) Yenes japoneses 2,523,954 - - 37,383,496 - (34,859,542 Francos suizos - - - 181,305 - (181,305)

2 0 0 7 Activos Pasivos Posición Efectivo y Arrendamiento corta en equivalentes Deuda Deuda de equipo y moneda en efectivo Proveedores interna externa PIDIREGAS extranjera Dólares americanos 95,569 2,285 105,391 1,625,701 3,179,823 (4,817,631) Euros - - - 33,392 26,834 (60,226) Yenes japoneses 5,519 - - 37,969,735 - (37,964,216) Francos suizos - - 228,437 - (228,437)

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Estos activos y pasivos en moneda extranjera se convirtieron en moneda

nacional al tipo de cambio establecido por la Unidad de Contabilidad Gubernamental e Informes sobre la Gestión Pública, dependiente de la SHCP, conforme a la Circular denominada "Tipos de cambio de divisas extranjeras para cierres contables" al 31 de diciembre de 2008 y 2007, como sigue:

Moneda 2 0 0 8 2 0 0 7 Dólares americanos $ 13.5383 $ 10.8662 Euros 19.1432 15.8766 Yenes japoneses 0.1501 0.0973 Francos suizos 12.8630 9.5957 Los tipos de cambio existentes a la fecha de emisión de los estados financieros

se muestran a continuación: Dólares americanos $ 15.3650 Euros 19.3645 Yenes japoneses 0.1583 Francos suizos 12.9443 24. COMPROMISOS a. Contratos formalizados con productores independientes de energía Al 31 de diciembre de 2008 se han firmado 21 contratos con inversionistas

privados, denominados productores independientes de energía, donde se establece la obligación para CFE de pagar diversas contraprestaciones a cambio de que éstos garanticen el servicio 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 cuenta de dichos inversionistas.

Dichos contratos contienen una cláusula de contingencia, mediante la cual

CFE se compromete a pagar anticipadamente al inversionista el valor de sus activos a la fecha en que se diera alguno de los supuestos de incumplimiento de esta cláusula y conforme a la metodología de cálculo que en el mismo contrato se establece.

Adicionalmente, la CFE está expuesta a riesgos inherentes entre los cuales

se encuentran: Riesgos inherentes a la CFE: - Riesgos del mercado eléctrico. - Cambios de Ley.

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Riesgos inherentes al productor independiente de energía: - Obtención de financiamiento y variaciones en los costos del proyecto. - Cumplimiento de eventos críticos. - Penas convencionales por incumplimiento en la capacidad neta

garantizada. - Incumplimiento en las garantías operativas. - Riesgos de operación de la central. Conforme a lo indicado anteriormente, la información básica de las plantas

de generación contratadas en estas condiciones, que originarán pagos futuros variables principalmente por concepto de compra de energía y capacidad de generación de energía eléctrica, es la siguiente:

Capacidad Vigencia del de contrato (en generación Fechas de entrada Central años) (en MW) en operación comercial CT Mérida III 25.5 484.0 9 de junio de 2000 Fase I y 14 de octubre de 2000 Fase II CC Río Bravo II (Anáhuac) 25.0 495.0 18 enero de 2002 CC Hermosillo 25.0 250.0 1 de octubre de 2001 CC Saltillo 25.0 247.5 19 de noviembre de 2001 CC Bajío (El Sauz) 25.0 495.0 9 de marzo de 2002 CC Bajío (generación complementaria) 5.0 60.0 9 de marzo de 2002 CC Tuxpan II 25.0 495.0 15 de diciembre de 2001 CC Monterrey III 25.0 449.8 27 de marzo de 2002 CC Altamira II 25.0 495.0 1° de mayo de 2002 CC Campeche 25.0 252.4 28 de mayo de 2003 CC Naco – Nogales 25.0 258.0 4 de octubre de 2003 CC Mexicali 25.0 489.0 20 de julio de 2003 CC Chihuahua III 25.0 259.0 9 de septiembre de 2003 CC Tuxpan III y IV 25.0 983.0 23 de mayo de 2003 CC Altamira III y IV 25.0 1,036.0 24 de diciembre de 2003 CC Río Bravo III 25.0 495.0 1° de abril de 2004 CC Río Bravo IV 25.0 500.0 1° de abril de 2005 CC La Laguna II 25.0 498.0 15 de marzo de 2005 CC Altamira V 25.0 1,121.0 22 de octubre de 2006 CC Tuxpan V 25.0 495.0 1° de septiembre de 2006 CC Valladolid III 25.0 525.0 27 de junio de 2006 CC Tamazunchale 25.0 1,135.0 21 de junio de 2007 La obligación de pagos futuros para CFE incluye: a) reglas para cuantificar el

monto de adquisición de las plantas generadoras cuando ocurra algún evento contingente que sea tipificado de fuerza mayor en los términos de cada contrato, aplicable desde la etapa de construcción de cada proyecto hasta el vencimiento de los contratos y b) cargos fijos por capacidad de generación de energía, así como cargos variables por operación y mantenimiento de las plantas generadoras, los cuales se determinan conforme a términos variables establecidos en los contratos, aplicables - 53 -

desde la etapa de las pruebas de arranque hasta el vencimiento de los contratos.

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b. Contratos con terceros Se tienen obligaciones derivadas de contratos celebrados de terceros

propietarios de los gasoductos, denominados Ciudad PEMEX – Valladolid y Samalayuca, así como de la Terminal de Carbón de la C.T. Pdte. Plutarco Elías Calles, por las que CFE se obliga a pagar también diversas contraprestaciones, a cambio de que éstos garanticen el transporte de gas a través de los gasoductos y la recepción, transporte y manejo de carbón, en el caso de la Terminal de Carbón.

Conforme a lo indicado anteriormente, a continuación se señalan los pagos

futuros de proyectos en operación, así como la contingencia real de proyectos en operación y en construcción:

Compromisos de pagos futuros de (Cifras en millones de pesos) proyectos en operación 2 0 0 8 2 0 0 7 CC Altamira II $ 3,679 $ 3,583 CC Bajío 5,317 5,066 CC Campeche 4,677 4,015 CC Hermosillo 4,303 3,717 CT Mérida III 5,314 4,595 CC Monterrey III 4,677 4,068 CC Naco – Nogales 4,841 4,073 CC Río Bravo II 9,067 7,561 CC Mexicali 5,979 5,429 CC Saltillo 6,056 5,078 CC Tuxpan II 6,803 5,970 CC Chihuahua III 5,738 4,910 CC Tuxpan III y IV 20,306 17,216 Altamira III y IV 24,711 20,564 CC Río Bravo III 9,217 7,685 CC La Laguna II 14,309 11,980 CC Río Bravo IV 9,427 7,997 CC Valladolid III 9,265 7,861 Tuxpan V 9,196 7,840 CC Altamira V 26,155 21,953 CC Tamazunchale 20,191 16,809 Gasoducto Cd. PEMEX Valladolid 1,596 2,311 Terminal de Carbón de la CT Presidente Plutarco Elías Calles 1,883 2,000 Total $ 212,707 $ 182,281

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Monto de la contingencia real de (Cifras en millones de pesos) proyectos en operación 2 0 0 8 2 0 0 7 CC Altamira II $ 2,180 $ 2,168 Bajío (El Saúz) 3,745 3,479 CC Campeche 1,566 1,294 CC Hermosillo 1,770 1,489 CT Mérida III 1,927 1,691 CC Monterrey III 2,687 2,291 CC Naco – Nogales 1,868 1,542 CC Río Bravo II 3,184 2,570 CC Mexicali 3,082 2,813 CC Saltillo 2,247 1,827 CC Tuxpan II 3,773 3,244 CC Chihuahua III 2,053 1,693 CC Tuxpan III y IV 6,303 5,203 CC Altamira III y IV 6,984 5,576 CC Río Bravo III 3,344 2,762 CC La Laguna II 4,575 3,681 CC Río Bravo IV 3,577 2,897 CC Valladolid III 3,302 2,749 Tuxpan V 3,774 3,149 CC Altamira V 7,329 6,073 Tamazunchale 6,494 5,242 Gasoducto Cd. PEMEX - Valladolid 3,159 1,674 Terminal de Carbón de la CT Presidente Plutarco Elías Calles 835 1,067 Subtotal 79,758 66,174 Monto de la contingencia real de proyectos en construcción CC Norte 3,762 560 Total contingencia real de proyectos en operación y construcción $ 83,520 $ 66,734 De acuerdo con lo anterior, al 31 de diciembre de 2008 la CFE tiene un

compromiso del orden de $ 212,707 millones, equivalente a 15,711 millones de dólares americanos, 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 productor, reflejando los pagos que la CFE tendrá que hacer al productor externo por tener capacidad de generación eléctrica disponible para este Organismo. Existen compromisos adicionales para CFE, en caso de que ocurriera alguna situación fortuita o de fuerza mayor y eventos de incumplimiento resaltando que para el cálculo de los montos asumen ciertas consideraciones contractuales que dependen de las causas de terminación del contrato, con un monto a la fecha antes citada en cuentas de orden por $ 83,520 millones equivalente a 6,169 millones de dólares americanos.

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c. Contratos de suministro de gas natural Contrato de suministro de gas natural licuado proveniente de una Planta de

Gas Natural Licuado (GNL) con Gas del Litoral, S. de R. L. de C. V. Para este 2009, la base firme a entregar será de 470 MMPCD. Contrato de suministro de gas natural en los puntos de entrega proveniente

de una planta de almacenamiento de GNL y/o de gas natural continental, con el proveedor SEMPRA Energy LNG Marketing México, S. de R. L. de C. V.

Para el 2009 no habrá base firme. La base variable para el 2009 será de:

Enero 0 MMPCD Febrero 140 MMPCD Marzo 0 MMPCD Abril 0 MMPCD Mayo 93 MMPCD Junio 150 MMPCD Julio 341 MMPCD Agosto 341 MMPCD Septiembre 240 MMPCD Octubre 155 MMPCD Noviembre 90 MMPCD Diciembre 60 MMPCD

Contractualmente puede ser inclusive cero

d. Fideicomisos y contratos de arrendamiento A partir de la década de los 90, el Gobierno Federal instrumentó diversos

esquemas de tipo extra-presupuestal con el propósito de continuar con la inversión en proyectos de infraestructura, estos proyectos fueron instituidos debido a que en aquella en época se carecía de recursos suficientes para llevar a cabo dichas inversiones. Los esquemas fueron diseñados bajo dos modalidades:

1. Proyectos Llave en Mano (1990). 2. Proyectos Construir, Arrendar y Transferir (CAT) (1996). Proyectos Llave en Mano - Bajo este esquema se llevaron a cabo obras de

plantas para la generación de energía eléctrica y de líneas de transmisión, a través de un contrato de fideicomiso irrevocable de administración y traslado de dominio, ligado con un contrato de arrendamiento. En esta modalidad la fiduciaria realizaba las siguientes funciones:

Contratación de créditos, administración del patrimonio del fideicomiso

(activos), recepción de las rentas de parte de CFE y transferir de manera gratuita el activo a CFE una vez cubiertas dichas rentas en cantidad suficiente para pagar los créditos contratados.

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La CFE participa en el pago de rentas al fiduciario con base en los créditos

contratados por el fideicomiso, instruyendo al fiduciario para el pago a contratistas recibiendo a cambio facturas aprobadas por el área de construcción, pago de impuestos y otros cargos, incluidos los honorarios fiduciarios.

Estos fideicomisos de administración y traslado de dominio se llevaron a cabo con

apego a los "Lineamientos para la realización de proyectos termoeléctricos con recursos extra-presupuestales", así como los "Lineamientos para la realización de proyectos de líneas de transmisión y subestaciones con recursos extra-presupuestales" emitidos por la entonces Secretaría de Programación y Presupuesto.

Los proyectos que se llevaron a cabo bajo esta modalidad y se encuentran vigentes

son los siguientes: - Tuxpan 3 y 4 (Turalmex) - Topolobampo I y II (Electrolyser, S. A. de C. V.) - Tuxpan 5 y 6 (actualmente en proceso de extinción) - Temascal II - Líneas de transmisión Bancomext (actualmente en proceso de extinción). Al 31 de diciembre de 2008 el valor de las plantas de generación y líneas de

transmisión, así como los balances generales condensados no dictaminados de los fideicomisos en los cuales participa la CFE, son los siguientes:

• Valor de las plantas y líneas de transmisión recibidos por la CFE bajo el esquema

de CAT: Fideicomiso Activo fijo Electrolyser, S. A. de C. V. $ 2,367,656 12215-5 Tuxpan 5 y 6 4,815,913 NAFIN Turalmex – Tuxpan 3 y 4 1,706,867 12216-3 – Temascal ll 1,487,742 Bancomext – Líneas de Transmisión 853,182 $ 11,231,360 • Estados financieros condensados no dictaminados de los fideicomisos: Capital/ Garantías Fideicomiso Activo Pasivo patrimonio otorgadas Status Electrolyser, S. A. de C. V. $ 378,527 $ 378,517 $ 10 $ 0 En operación 12215-5 Tuxpan 5 y 6 1 0 1 0 En proceso de extinción NAFIN Turalmex – Tuxpan 3 y 4 1,228,112 1,228,111 1 0 En operación 12216-3 – Temascal ll 361,915 361,914 1 0 En operación Bancomext – Líneas de Transmisión 9,840 9,837 3 0 En proceso de extinción $ 1,978,395 $ 1,978,379 $ 16 $ 000

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Proyectos Construir, Arrendar y Transferir (CAT) - En el año de 1996

inició la etapa de transición para llevar a cabo los fideicomisos denominados CAT, en los cuales el fiduciario administra el patrimonio (activos) y lo transfiere a la CFE una vez cubiertas las rentas. Los créditos son contratados directamente por un Consorcio que es una sociedad de propósito específico, existiendo para estos efectos un contrato de fideicomiso irrevocable de administración y traslado de dominio.

La CFE en este tipo de fidecomisos participa en la realización del pago

de rentas con base en las tablas de amortización trimestrales presentadas por los consorcios en sus ofertas. La mayoría de estas tablas incluyen cuarenta pagos trimestrales. Los proyectos que se llevaron a cabo bajo esta modalidad y se encuentran vigentes son los siguientes:

Plantas de generación: - CG Cerro Prieto IV

- CCC Monterrey II - CCC Chihuahua - CD San Carlos II - CG Tres Vírgenes

Los dos grupos de fideicomisos mencionados anteriormente son

considerados fideicomisos privados, debido a que CFE no efectuó ninguna aportación de capital para la constitución del patrimonio de los mismos y aunque fueron registrados inicialmente en la SHCP, posteriormente fueron dados de baja, excepto cinco de ellos que mantienen su clave de registro, debido a que la propia SHCP considera que existe una aportación de CFE en lo relativo al usufructo del terreno en donde se construyeron las obras. Este grupo de fideicomisos los constituyen:

Fideicomiso No. Registro SHCP C.T. Chihuahua 199818TOQ00857 C.T. Monterrey 199818TOQ00850 C.G. Cerro Prieto IV 199818TOQ00860 Central Puerto San Carlos 200018TOQ01042 C. G. Tres Vírgenes 200018TOQ01043 Vale la pena señalar que estos esquemas de tipo extra-presupuestal

pretendieron en su manejo contable asimilarse a los esquemas propios de un arrendamiento financiero capitalizable, toda vez que las centrales inmediatamente pasan a formar parte del activo fijo de la Comisión Federal de Electricidad que actúa como fideicomisaria.

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Al 31 de diciembre de 2008 el valor de las plantas generadoras y líneas de

transmisión, así como los balances generales condensados no dictaminados de los fideicomisos en los cuales participa la CFE como fideicomisario, son los siguientes:

• Valor de las plantas generadoras y líneas de transmisión recibidas por la CFE

bajo el esquema de OPF: Fideicomiso Activo fijo CG Cerro Prieto – 10057 $ 985,433 CT Chihuahua – 50131 1,553,303 CT Monterrey – 9928 3,039,173 C.D. Puerto San Carlos – 10096 519,850 CG Tres Vírgenes 173,212 $ 6,270,971 • Estados financieros condensados no dictaminados de los fideicomisos: Capital/ Garantías Fideicomiso Activo Pasivo patrimonio otorgadas Status CG Cerro Prieto – 10057 $ 11 $ 3 $ 8 $ 0 Sin operaciones CT Chihuahua – 50131 5,262 18 5,244 0 Sin operaciones CT Monterrey – 9928 9,586 11 9,575 0 Sin operaciones C.D. Puerto San Carlos – 10096 17 3 14 0 Sin operaciones CG Tres Vírgenes 16 2 14 0 Sin operaciones $ 14,892 $ 37 $ 14,855 $ 000 Por otra parte existen otros dos grupos de fideicomisos con fines distintos a los

mencionados anteriormente como sigue: - Fideicomisos para la adquisición de terrenos y bienes inmuebles, así como

para solucionar las problemáticas que se presentan derivados de los derechos de propiedad y los derechos de paso.

Al 31 de diciembre de 2008 la CFE tiene celebrados tres contratos de

fideicomisos, cuyo objeto es resolver anticipadamente la problemática de la adquisición de terrenos e inmuebles (derechos de propiedad), realización de obras, estudios y proyectos, así como la obtención de los derechos de paso requeridos para la construcción de las plantas generadoras, terminales de almacenamiento de gas natural y líneas de transmisión de energía eléctrica.

Los balances generales condensados no dictaminados de estos fideicomisos, en

los cuales participa la CFE, así como los fideicomisos en los cuales tiene garantías otorgadas, son los siguientes:

Capital/ Garantías Fideicomiso Activo Pasivo patrimonio otorgadas Status Gastos previos $ 5,446 $ 197 $ 5,248 $ 1,431,718 En operación Traslativo Banobras – 2030 399,888 112,069 287,819 0 En operación San Bernabé – Cuajimalpa -11836 4,980 0 4,981 0 Sin operaciones $ 410,314 $ 112,266 $ 298,048 $ 1,431,718

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- Fideicomisos para inducir y promover el uso racional de energía eléctrica y

financiar programas de ahorro de energía eléctrica en el sector residencial. Adicionalmente la CFE participa en contratos de fideicomiso con instituciones

financieras mexicanas que actúan como fiduciarias y cuyo objetivo es realizar acciones que; a) permita inducir y promover el empleo racional de la energía eléctrica y la prestación de servicios de asistencia a los consumidores, tendientes al ahorro de energía y que impliquen un beneficio de carácter social o colectivo en materia de ahorro de energía y; b) financiar la adquisición y en su caso la instalación del material aislante en el sector residencial de Mexicali, B.C.

Al 31 de diciembre de 2008, los balances generales condensados no

dictaminados de los fideicomisos en los cuales participa la CFE, así como el fideicomiso en el cual tiene garantías otorgadas son los siguientes:

Garantías Fideicomiso Activo Pasivo Patrimonio otorgadas Status Fideicomiso para el Ahorro de Energía $ 2,845,352 $ 1,555,223 $ 1,290,129 $ 698,667 En operación Fondo Revolvente de Financiamiento para el Programa de Aislamiento Térmico de Vivienda en el Valle de Mexicali, B. C. 932,324 59,101 873,223 000 En operación $ 3,777,676 $ 1,614,324 $ 2,163,352 $ 698,667 A partir del ejercicio 2001, los proyectos recibidos por la CFE, corresponden al

esquema de Obra Pública Financiada (OPF), cuya modalidad de generación de infraestructura eléctrica, consiste en que una vez que el proyecto inicia su operación comercial, la CFE lo recibe en propiedad y se hace cargo de su operación y mantenimiento, pagando el precio alzado al constructor en una sola exhibición a la aceptación provisional de las obras, conforme lo establecido en el contrato. CFE ha venido contratando de manera directa los préstamos para el pago de estos proyectos.

Tanto la construcción de las plantas, instalaciones y equipos, como la obtención del

financiamiento durante el período de construcción, son responsabilidad exclusiva del licitante ganador, por lo que la CFE queda desligada de cualquier responsabilidad o riesgo derivado de los mismos.

Al 31 de diciembre de 2008 la CFE tiene firmados diversos contratos de

arrendamiento, cuyos compromisos de pago iniciarán en las fechas en que los inversionistas privados terminen la construcción de cada uno de los proyectos de inversión y le entreguen al Organismo los bienes para su operación. Los montos estimados de estos contratos de arrendamiento, y las fechas estimadas de terminación de la construcción e inicio de operación, son los que se muestran en el cuadro siguiente:

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Líneas de transmisión y subestaciones: Monto estimado del contrato expresado en miles de Capacidad Dólares Energización o fin Proyecto Km-c MVA americanos Pesos de construcción SE 1005 Noroeste 53.8 110.0 37,220 $ 503,896 Enero 2009 SE 1206 Conv. a 400 Kv de la LT Mazatlán La Higuera 4.4 875.0 42,100 569,962 Mayo 2009 SLT 702 Sureste-Peninsular 0.6 30.0 7,350 99,507 Mayo 2009 SE 1116 Transformación Noreste 49.8 17,690 239,493 Mayo 2009 SE 912 División Oriente 3.6 20.0 11,480 155,420 Junio 2009 SE 1213 Comp de Redes F5 30.4 3,850 52,122 Julio 2009 SE 1125 Distribución 111.0 39.4 29,870 404,389 Julio 2009 SE 1129 Comp Media Tensión Redes F5 5.0 4,820 65,255 Septiembre 2009 SLT 1112 Transmisión y Trans- formación del Noroeste 27.7 300.0 31,480 426,186 Septiembre 2009 LT 718 Red de Transmisión Asoc. a la CE del Pacífico F1 282.5 73,900 1,000,480 Octubre 2009 SLT 1118 Transmisión y Trans- formación del Norte 109.3 11,570 156,638 Noviembre 2009 SE 1005 Noroeste F2 11.0 30.0 16,600 224,736 Diciembre 2009 SLT 1002 Compensación y Trans- misión Noreste Sureste F2 86.8 18,100 245,043 Enero 2010 LT 1220 Red de Transmisión Asoc. al Proyecto Temp. Abiertas y Oax. II 425.8 2,125.0 208,990 2,829,369 Septiembre 2010 Centrales: CCC Baja California 272.0 MW 174,300 2,359,726 Marzo 2009 CC San Lorenzo Conversión deTG a CC 116.0 MW 144,100 1,950,869 Septiembre 2009 CCE Pacífico 651.2 MW 611,300 8,275,963 Febrero 2010 PH La Yesca 750.0 MW 767,700 10,393,535 Junio 2012 Estos contratos se celebran bajo el esquema de PIDIREGAS (Nota 3-e) y la

CFE aplicará la política contable para efecto de estos estados financieros de conformidad con lo indicado en dicha Nota; 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.

25. INFORMACIÓN POR SEGMENTOS Un segmento operativo se define como un componente del organismo dedicado a

diferentes actividades de negocios, de las cuales se obtienen ingresos e incurre en costos y gastos, las políticas contables de los segmentos son las mismas que se describen en el resumen de políticas de contabilidad significativas.

Al 31 de diciembre de 2008, la CFE cuenta con una Red Nacional de Fibra

Óptica de 25,382.46 kilómetros que se dividen en Red Intermodal: 24,629.76 Kilómetros y Red de Acceso y Acceso Local: 752.70 Kilómetros, desarrollada para incrementar la seguridad y confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, y que permitirá instrumentar una solución de largo plazo para las comunicaciones técnico-administrativas de voz, datos, video, entre otras; sustituyendo paulatinamente los servicios de telecomunicaciones que actualmente son prestados por terceros.

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Con el propósito de maximizar la utilización de dicha red de fibra óptica, y dado

que esta cuenta con la capacidad de ofrecer servicios a terceros, la CFE solicitó y obtuvo el día 10 de noviembre de 2006 de parte de la Secretaría de Comunicaciones y Transportes (SCT), un título de "Concesión de red pública de telecomunicaciones para la prestación de los servicios de provisión y arrendamiento de capacidad de la red y la comercialización de la capacidad adquirida, respecto de redes de otros concesionarios, en 71 poblaciones del País", con una vigencia inicial de 15 años prorrogables.

Esta red, indispensable para la operación de CFE, se convierte en un

complemento importante de la red de telecomunicaciones de todo el país, por lo que con fecha 28 de marzo de 2006 se publicó en el Diario Oficial de la Federación el acuerdo No. 33/2006 emitido por la Junta de Gobierno de CFE de fecha 28 de febrero de 2006, mediante el cual se reforman diferentes numerales del estatuto orgánico de CFE, para modificar el objeto con la prestación del servicio de telecomunicaciones en términos de la Ley Federal de Telecomunicaciones.

A efecto de lograr una adecuada operación de la red, tanto para propósitos

internos como para el uso por terceros, la Junta de Gobierno de CFE ha autorizado la modificación de la estructura orgánica creando dos unidades administrativas: la primera, la Coordinación de Operación de Fibra Óptica, dedicada a la operación y mantenimiento de la red de fibra óptica; y la segunda, la Coordinación de CFE Telecom, con funciones relacionadas con la comercialización de los servicios autorizados en el título de concesión.

Durante el 2008 los esfuerzos de la CFE se orientaron a promocionar sus

servicios entre operadores de telecomunicaciones y grandes usuarios; a firmar contratos comerciales y entregar servicios solicitados a clientes; y a implementar un sistema de calidad que ayude a reducir los tiempos de los procesos y garantice altos niveles de calidad de los enlaces.

Durante el 2008 se firmaron contratos con diversas empresas (PEMEX, SCT,

Alestra, Axtel, Telefónica, Btel, ICA, Cía. de G. Valladolid). La información financiera referente a los segmentos operados por la Comisión

Federal de Electricidad al 31 diciembre de 2008 se presenta a continuación: a. Información por segmento operativo: 2 0 0 8 (Miles pesos) Servicios de Eliminación Energía Fibra óptica servicios Internos Externos internos Total Ingresos 269,682,377 296,015 42,337 296,015 269,724,714 Depreciación y amortización 26,159,405 228,918 1,317 228,918 26,160,722 Resultado integral de financiamiento (22,586,467) (101,268) (21) (101,268) (22,586,488) Pérdida de operación 17,639,519 287,603 6,806 287,603 17,646,325 Plantas, instalaciones y equipo 637,422,003 3,298,566 23,774 640,744,343 Activos totales 781,015,822 3,724,227 54,520 784,794,569 2 0 0 7 (Miles pesos) Ingresos 225,744,360 225,744,360 Depreciación y amortización 25,407,229 168,775 115 168,775 25,407,344 Resultado integral de financiamiento (1,972,540) (63,846) (63,846) (1,972,540) Utilidad de operación 1,712,091 (178) 1,711,913 Plantas, instalaciones y equipo 638,840,565 2,346,379 21,232 641,208,176 Activos totales 761,613,983 2,346,401 21,232 763,981,616

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Los ingresos por servicios externos de fibra óptica se incluyen en el estado

de resultados dentro de otros ingresos (gastos). b. Plantas, instalaciones y equipo en proceso operativo: Formando parte del rubro plantas, instalaciones y equipo se incluyen las

plantas, instalaciones y equipo en operación cuya integración es como sigue: 2 0 0 8 2 0 0 7 Generación $ 330,155,294 $ 340,454,220 Transmisión y transformación 128,467,580 128,931,827 Fibra óptica 3,322,340 2,367,611 Control 689,327 752,175 Distribución 151,563,563 144,990,977 Construcción 859,678 815,571 Corporativo 1,437,483 1,325,829 Total de propiedades, plantas y equipo $ 616,495,265 $ 619,638,210 c. Ingresos por división (zona geográfica): 2 0 0 8 2 0 0 7 Baja California $ 16,282,605 $ 13,858,543 Noroeste 16,297,013 14,274,018 Norte 17,977,112 15,646,068 Golfo Norte 35,767,601 30,037,742 Centro Occidente 11,545,919 9,629,483 Centro Sur 9,407,537 8,212,258 Oriente 13,784,050 12,068,055 Sureste 9,977,508 8,969,845 Bajío 22,045,692 18,808,996 Golfo Centro 11,767,225 10,000,154 Centro Oriente 11,208,782 9,460,046 Peninsular 10,984,223 9,129,045 Jalisco 16,382,427 13,985,129 Subtotal ventas al detalle 203,427,694 174,079,382 En bloque para reventa 61,529,099 48,462,966 Otros programas 3,663,997 2,294,131 Otros productos de explotación 1,061,587 907,881 Total productos de explotación $ 269,682,377 $ 225,744,360

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d. Ingresos por grupos homogéneos de clientes 2 0 0 8 2 0 0 7 Servicio doméstico $ 41,950,530 $ 39,768,002 Servicio comercial 24,647,662 23,304,370 Servicio para alumbrado público 8,631,616 7,878,428 Servicio agrícola 3,983,830 3,688,731 Servicio industrial 124,214,056 99,439,851 Total ventas al detalle 203,427,694 174,079,382 En bloque para reventa 61,529,099 48,462,966 Otros programas 3,663,997 2,294,131 Otros productos de explotación 1,061,587 907,881 66,254,683 51,664,978 Total productos de explotación $ 269,682,377 $ 225,744,360 El grupo "El bloque para reventa" se incluyen las ventas de energía a Compañía

de Luz y Fuerza del Centro, Organismo Público Descentralizado del Gobierno Federal por un monto de $ 60,748,989 y $ 47,766,106 correspondiente al ejercicio de 2008 y 2007, que representan el 22% y 21% respectivamente, con respecto del total de las ventas.

El segmento "Servicios de energía eléctrica" incluye principalmente la venta del

servicio público de energía eléctrica, que consiste en: generar, conducir, transformar, distribuir y abastecer de energía eléctrica a todos los usuarios del país, así como planear y realizar todas las obras, instalaciones y trabajos que requiera el sistema eléctrico nacional en materia de planeación, ejecución, operación y mantenimiento, con la participación que a los productores independientes de energía les corresponda, en los términos de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica y su Reglamento.

El segmento "Fibra óptica" incluye los servicios internos para la operación de

CFE y los servicios externos para la prestación de servicios de provisión y arrendamiento de la capacidad de la red y comercialización de la capacidad adquirida, respecto de redes de otros concesionarios en 71 poblaciones del país, la concesión otorgada por la Secretaría de Comunicaciones y Transportes (SCT), es para instalar, operar y explotar una red pública de comunicaciones, que otorga el Gobierno Federal por conducto de la Secretaría de Comunicaciones y Transportes a favor de la Comisión Federal de Electricidad.

Al 31 de diciembre de 2008, se tenían firmados veinte contratos de servicios de

arrendamiento de capacidad con empresas públicas y privadas. El segmento "Fibra Óptica" que se describe, se incluyen ingresos principalmente

por la prestación de servicios de provisión y arrendamiento de la capacidad de la red y comercialización de la capacidad adquirida, respecto de redes de otros concesionarios en 71 poblaciones del país, así como ingresos obtenidos por adecuaciones y sus costos incurridos en cada rubro.

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26. RESPONSABILIDAD DE LA INFORMACIÓN FINANCIERA Estos estados financieros han sido aprobados con fecha 2 de marzo de 2009 por

el Ing. Alfredo Elías Ayub, Director General; Lic. Francisco J. Santoyo Vargas, Director de Finanzas; C.P. Oscar H. Lara Andrade, Subdirector de Control Financiero y la C.P. Aurora Navarrete Díaz, Gerente de Contabilidad; responsables de la información financiera del organismo.

____________________________ ____________________________ Ing. Alfredo Elías Ayub Lic. Francisco J. Santoyo Vargas Director General Director de Finanzas ____________________________ ____________________________ C.P. Oscar H. Lara Andrade C.P. Aurora Navarrete Díaz Subdirector de Control Financiero Gerente de Contabilidad

ESTADOS FINANCIEROS DICTAMINADOS -...

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