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COMISION FEDERAL DE ELECTRICIDAD ESTADOS FINANCIEROS

ORGANISMO PUBLICO DESCENTRALIZADO DEL GOBIERNO FEDERAL

ESTADOS FINANCIEROS DICTAMINADOS

31 DE DICIEMBRE DE 2003 Y 2002

Comisión Federal de Electricidad (Organismo Público Descentralizado del Gobierno Federal)

Dictamen de los auditores independientes y estados financieros 2003 y 2002 Contenido Página Dictamen de los auditores independientes 1 Balances generales 2 Estados de resultados 3 Estados de variaciones en el patrimonio 4 Estados de cambios en la situación financiera 5 Notas a los estados financieros 7

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Balances generales Al 31 de diciembre de 2003 y 2002 (En miles de pesos de poder adquisitivo del 31 de diciembre de 2003) Activo 2003 2002 Activo:

Efectivo e inversiones temporales (Nota 3) $ 17,850,180 $ 18,666,611 Cuentas y documentos por cobrar:

Consumidores y otros deudores, neto (Nota 4) 17,277,134 17,640,566 Luz y Fuerza del Centro (Nota 6) 2,232,090 3,146,183

19,509,224 20,786,749

Materiales para operación, neto (Nota 7) 16,362,655 15,533,241

Total del activo circulante 53,722,059 54,986,601 Préstamos a los trabajadores 2,322,545 1,956,488 Plantas, instalaciones y equipos, Neto (Nota 8) 537,130,269 529,010,377 Otros activos 1,405,177 5,364,228 Activo intangible pendiente de amortizar (Nota 12) 8,878,320 11,117,708

Pasivo y patrimonio 2003 2002 Pasivo:

Porción circulante de la deuda documentada (Nota 11) $ 3,462,798 $ 3,358,853 Porción circulante del arrendamiento de plantas, instalaciones,

equipos y PIDIREGAS (Nota 10) 7,385,233 9,212,563 Proveedores y contratistas 6,829,560 9,511,514 Impuesto al valor agregado por pagar 627,828 914,521 Impuestos y derechos por pagar (Nota 9) 2,149,563 1,752,832 Otras cuentas por pagar y pasivos acumulados 3,825,509 3,377,360 Depósitos de usuarios y contratistas 3,864,111 3,344,247

Total del pasivo circulante 28,144,602 31,471,890

Deuda documentada (Nota 11) 22,080,016 18,323,875 Arrendamiento de plantas, instalaciones, equipos y PIDIREGAS

(Nota 10) 46,385,704 40,742,779 Otros pasivos a largo plazo 955,294 829,078 Obligaciones laborales al retiro (Nota 12) 139,815,906 128,162,727

Total del pasivo 237,381,522 219,530,349

Patrimonio (Nota 14): Patrimonio acumulado 372,440,772 391,230,278 Aportaciones recibidas 3,380,158 2,990,354 Pérdida neta del año (6,024,140) (5,735,005) Insuficiencia en la actualización del patrimonio (3,719,942) (5,580,574)

Total patrimonio 366,076,848 382,905,053

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Estados de resultados Por los años que terminaron el 31 de diciembre de 2003 y 2002 (En miles de pesos de poder adquisitivo del 31 de diciembre de 2003) 2003 2002 Ingresos por venta de energía $ 139,765,084 $ 122,812,950 Costos y gastos:

De explotación 109,308,156 82,017,215 Depreciación 19,533,846 19,234,627 Gastos administrativos 3,486,142 3,674,419 Costo actuarial del año de obligaciones laborales (Nota 12) 14,677,734 12,683,117

147,005,878 117,609,378 (Pérdida) utilidad de operación (7,240,794) 5,203,572 Otros gastos, neto (Nota 16) (1,175,667) (454,965) Costo integral de financiamiento:

Gasto por intereses a cargo, neto (4,659,937) (4,298,599) Pérdida cambiaria, neta (6,907,917) (9,027,849) Ganancia por posición monetaria 1,750,172 814,901

(9,817,682) (12,511,547) Impuesto sobre la renta sobre el remanente distribuible (Nota 17) (800,785) (576,987)

Pérdida antes de aprovechamiento y transferencias (19,034,928) (8,339,927) Aprovechamiento (Nota 2m. y 13) (44,763,953) (41,576,301) Transferencias virtuales del Gobierno Federal para complementar

tarifas deficitarias (Nota 2m. y 13) 57,774,741 44,181,223

Insuficiencia del aprovechamiento sobre las transferencias virtuales del Gobierno Federal para complementar tarifas deficitarias (Nota 2m. y 13) 13,010,788 2,604,922

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Estados de cambios en la situación financiera Por los años que terminaron el 31 de diciembre de 2003 y 2002 (En miles de pesos de poder adquisitivo del 31 de diciembre de 2003) 2003 2002 Operaciones:

Pérdida neta $ (6,024,140) $ (5,735,005) Más (menos)- Partidas que no requirieron (generaron) la utilización recursos:

Depreciación 19,533,846 19,234,627 Costo actuarial del año de obligaciones laborales,

neto 14,677,734 12,683,117 Otros pasivos a largo plazo 126,216 129,554 Insuficiencia del aprovechamiento sobre las

transferencias virtuales del Gobierno Federal para complementar tarifas deficitarias (13,010,788) (2,604,922)

15,302,868 23,707,371Cambios en activos y pasivos de operación:

(Aumento) disminución en: Consumidores y otros deudores, neto 363,432 (2,897,028) Luz y Fuerza del Centro 914,093 (1,573,001) Impuesto al valor agregado por recuperar - 348,779 Materiales para operación, neto (829,414) (1,735,773)

Aumento (disminución) en: Proveedores y contratistas (2,681,954) (1,016,432) Impuesto al valor agregado por pagar (286,693) 914,521 Impuestos y derechos por pagar 396,731 9,527 Otras cuentas por pagar y pasivos acumulados 448,148 (415,620) Depósitos de usuarios y contratistas 519,864 607,370 Obligaciones laborales al retiro, neto (3,819,233) (4,056,490) (4,975,026) (9,814,147)

Recursos generados por la operación 10,327,842 13,893,224 Financiamiento:

Deuda documentada 3,860,086 (361,209) Deuda por arrendamiento de plantas, instalaciones, equipos y

PIDIREGAS, neto 3,815,595 (1,845,977) Aportaciones recibidas 3,380,158 2,990,354

Recursos generados por actividades de financiamiento 11,055,839 783,168(Continúa)

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Notas a los estados financieros Por los años que terminaron el 31 de diciembre de 2003 y 2002 (En miles pesos de poder adquisitivo del 31 de diciembre de 2003) 1. Actividades del organismo, constitución y eventos importantes del año

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. 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. 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 Secretaría de Ingresos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (“SHCP”). Eventos importantes del año - a. Proyecto hidroeléctrico “CH El Cajón”. El 14 de marzo de 2003 se dio a conocer el resultado de la

licitación pública para la construcción del proyecto hidroeléctrico “CH El Cajón”, localizado en el estado de Nayarit, el cual será realizado con financiamiento privado a largo plazo.

La oferta ganadora ascendió a 748.3 millones de dólares americanos, presentada por el consorcio Constructora Internacional de Infraestructura, S.A. de C.V., conformado por las empresas Ingenieros Civiles Asociados, S.A. de C.V., Promotora e Inversora ADISA, S.A. de C.V., La Peninsular Compañía Constructora, S.A. de C.V. y Energo-Machkexport-Power Machines. La fecha de firma del contrato fue el 26 de marzo de 2003 y las obras iniciaron en la misma fecha. El Cajón tendrá una capacidad instalada de 746 MW de potencia nominal, en dos unidades generadoras, la primera de éstas deberá iniciar su operación a finales de febrero de 2007 y la segunda en mayo de 2007.

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b. Programa de certificados bursátiles – CFE obtuvo de la Comisión Nacional Bancaria y de Valores autorización para llevar a cabo un Programa de Certificados Bursátiles, con objeto de refinanciar proyectos de Obra Pública Financiada a través de un mecanismo estructurado que prevé la bursatilización de derechos de créditos a cargo de CFE, mediante la cesión a un Fideicomiso de los derechos y obligaciones derivados tanto de un Contrato de Crédito, como de los pagarés que documenten las disposiciones que CFE haga sobre el crédito otorgado. Dicho Fideicomiso sirve de vehículo para la bursatilización de los Derechos de Crédito a través de la Bolsa Mexicana de Valores. Para lo anterior, el 2 de octubre de 2003, CFE suscribió un contrato de crédito con ING BANK (MEXICO), S.A. INSTITUCION DE BANCA MULTIPLE, ING GRUPO FINANCIERO, hasta por la cantidad de $6,000 millones de pesos, y el 9 de diciembre de 2003 se firmó una enmienda al contrato, para ampliar su monto por hasta $8,000 millones de pesos. Durante el ejercicio 2003, se llevó a cabo la emisión de tres tramos con un monto de $6,000 millones de pesos: Los dos primeros tramos importaron $2,600 millones de pesos cada uno y se llevaron a cabo el 6 de octubre y el 7 de noviembre de 2003. El tercer tramo se realizó el 11 de diciembre de 2003 con importe de $800 millones de pesos.

2. Resumen de las principales políticas contables

Las políticas contables que sigue el Organismo están de acuerdo con los principios de contabilidad generalmente aceptados en México (“PCGA”), los cuales requieren que la administración del Organismo efectúe ciertas estimaciones y utilice determinados supuestos para valuar algunas de las partidas de los estados financieros y para efectuar las revelaciones que se requieren en los mismos. Aún cuando los resultados reales puedan diferir de dichas estimaciones, la administración del Organismo considera que las estimaciones y supuestos utilizados fueron los adecuados en las circunstancias. Las principales políticas contables seguidas por el Organismo, son las siguientes: a. Cambio en políticas contables – A partir del 1º de enero de 2003, el Organismo adoptó las

disposiciones del nuevo Boletín C-8 "Activos intangibles" ("C-8"), emitido por el Instituto Mexicano de Contadores Públicos (“IMCP”), que establece, entre otros aspectos, que los costos de desarrollo de un proyecto se deban capitalizar si cumplen con los criterios establecidos para su reconocimiento comoactivos; los costos preoperativos que no se identifiquen como de desarrollo se deben registrar como un gasto de período y que los activos intangibles considerados con una vida útil indefinida no se amortizan, aunque su valor estará sujeto a pruebas de deterioro. El saldo no amortizado de los costos preoperativos capitalizados conforme al Boletín C-8 anterior, se amortizarán de acuerdo con lo establecido en dicho Boletín. Asimismo, a partir del 1º de enero de 2003, el Organismo también adoptó las disposiciones del nuevo Boletín C-9 "Pasivo, Provisiones, Activos y Pasivos Contingentes y Compromisos" (“C-9”), emitido por el IMCP, que establece entre otros aspectos, mayor precisión en conceptos relativos a provisiones, obligaciones acumuladas y pasivos contingentes, así como nuevas disposiciones respecto al reconocimiento contable de provisiones, el uso del valor presente y la redención de obligaciones cuando ocurre anticipadamente o se sustituye por una nueva emisión. Los efectos de la adopción de los boletines C-8 y C-9 no tuvieron efectos importantes en la situación financiera y resultados del Organismo.

b. Reconocimiento de los efectos de la inflación - La CFE actualiza sus estados financieros en términos de pesos de poder adquisitivo de la fecha del último balance general que se presenta, reconociendo así los efectos de la inflación en la información financiera. En consecuencia, los estados financieros del año anterior que se presentan, también han sido actualizados en términos del mismo poder adquisitivo y sus cifras difieren de las originalmente presentadas que estaban en pesos de poder adquisitivo del cierre de ese año. Consecuentemente, las cifras de los estados financieros adjuntos son comparables, al estar todas expresadas en pesos constantes.

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c. 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.

d. Inventario de materiales para operación y costo de consumos - Los inventarios de materiales para

operación se registran originalmente a su costo promedio de adquisición y los saldos finales mensuales de los mismos, así como sus consumos se actualizan con el Indice Nacional de Precios al Consumidor ("INPC"). Los materiales en tránsito se valúan a su costo de adquisición.

e. Plantas, instalaciones y equipo, depreciación acumulada, terrenos y obras en proceso - 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 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. A partir del 1º de enero de 1997 dichos activos, así como los adquiridos a partir de esa fecha, se actualizan por el método de ajuste al costo histórico por cambios en el nivel general de precios, aplicando factores de inflación derivados del INPC, tomando como base los valoresde reposición determinados al cierre del año 1996 y los de adquisición y/o construcción por los adquiridos a partir de esa fecha. La depreciación de plantas, instalaciones y equipos de operación se calcula por el método de línea recta sobre la base de los valores actualizados, registrándose a 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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f. Proyectos de infraestructura productiva de largo plazo (“PIDIREGAS”) – En 1996 la CFE inició proyectos de inversión para construir activos generadores de ingresos, bajo control presupuestario directo, con financiamiento privado a largo plazo, cuyo impacto en el registro del gasto se difiere en varios ejercicios, denominados como PIDIREGAS. Las inversiones en estos proyectos y los pasivos relacionados con estas inversiones se registran en la contabilidad de conformidad con la Norma de Información Financiera 009 B “Norma para el Tratamiento Contable de las Inversiones en Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo (PIDIREGAS)” emitida por la SHCP y por la Secretaría de la Función Pública “SFP”, antes Secretaria de la Contraloría y Desarrollo Administrativo. Esta norma permite el diferimiento del registro de parte de los activos y pasivos relacionados a ejercicios posteriores, reconociéndose anualmente en CFE como activos netos adquiridos y pasivos relacionados por la porción del vencimiento de las amortizaciones del año en curso y del siguiente año. El remanente de los pasivos diferidos se reconoce en cuentas de orden. Los PCGA requieren el reconocimiento contable del total de las inversiones realizadas y de los pasivos contraídos. Consecuentemente, el Organismo, con el objeto de reflejar las inversiones realizadas y los pasivos contraídos y contar con mejor información financiera, a partir del 1° de enero de 2002 reconoce en los estados financieros que se acompañan, los activos y pasivos diferidos antes descritos, teniendo principalmente como resultado un incremento en plantas, instalaciones y equipo, al 31 de diciembre de 2003 y 2002, por un monto de $40,451,505 y $31,781,042 respectivamente, y en pasivos a largo plazo por el mismo monto. 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 NIF 009 B.

g. Instrumentos financieros derivados - El sistema de control interno establecido por CFE, incluye la práctica de administrar su exposición a riesgos de tipo de cambio utilizando instrumentos financieros de cobertura. Estos instrumentos financieros se contratan con instituciones reconocidas. La CFE no tiene la práctica de realizar operaciones con instrumentos financieros con propósito especulativo. La CFE actualmente tiene contratado un sólo instrumento financiero derivado, el cual básicamente reduce su exposición a las variaciones en tipo de cambio del bono por 32,000,000,000 de yenes japoneses (Nota 11b). La CFE valúa los instrumentos financieros con fines de cobertura, utilizando el mismo criterio de valuación de los pasivos cubiertos, y los efectos de su valuación se reconocen en los resultados netos de los costos, gastos o ingresos provenientes de los activos o pasivos cuyos riesgos están siendo cubiertos. Los activos financieros generados por los instrumentos de cobertura, se presentan en el balance general disminuyendo a los pasivos cuyos riesgos están siendo cubiertos (Nota 11b).

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. Por ello, se realizó un estudio técnico-económico que contempla el costo estimado por este concepto en base a la producción de energía eléctrica de la Central Nucleoeléctrica Laguna Verde, cuya distribución se hace uniforme en el tiempo de vida útil a través del registro contable de una provisión mensual con cargo a los resultados de cada ejercicio.

i. Obligaciones laborales al retiro - El pasivo por obligaciones laborales se registra conforme se devenga, y se calcula por actuarios independientes con base en el método de crédito unitario proyectado utilizando tasas de interés real. 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 del conjunto de empleados que labora en el Organismo.

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

k. 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.

l. Operaciones en moneda extranjera - Las transacciones en moneda extranjera se registran al tipo de cambio vigente a la fecha de la operación y los activos y pasivos monetarios en moneda extranjera, se ajustan en pesos al tipo de cambio en vigor al cierre del ejercicio, afectando los resultados como parte del resultado integral de financiamiento.

m. 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. El aprovechamiento se determina anualmente en función de la tasa de rentabilidad establecida para las entidades paraestatales en cada ejercicio; para 2003 y 2002 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 2003 y 2002, CFE únicamente registró transferencias de carácter virtual, ya que no las recibió en efectivo. Estas transferencias se acreditan a los resultados del año en que se presentan y se muestran en los estados de resultados. Con Gobiernos Estatales y Municipales- 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.

n. Actualización del patrimonio - Considerando que el patrimonio de CFE se integra de aportaciones recibidas y resultados obtenidos que anualmente se capitalizan y se disminuye por retiros del patrimonio, la actualización de estos diferentes componentes se determinó indexando los montos originales, tomando como base las fechas de aportación, de retiro y de generación de los resultados y de retiro, para presentar las cifras en pesos de poder adquisitivo equivalentes al cierre de 2003, utilizando los factores de inflación derivados del INPC.

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o. Insuficiencia en la actualización del patrimonio - Representa la diferencia que resultó de comparar la actualización de los activos fijos efectuada por medio de costos específicos contra la actualización de los diferentes componentes del patrimonio efectuada mediante la aplicación del INPC. Los efectos registrados en esta cuenta durante los años de 2003 y 2002 representan el decremento 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 activos conforme al INPC. A partir de 2002 la CFE ha realizado una revisión de los valores actualizados de sus plantas, instalaciones y equipos principalmente, lo que originó una ganancia de $5,377,649 en 2003 y una pérdida de ($5,531,855) en 2002, cantidades que se registraron directamente en el patrimonio, como parte de la insuficiencia en la actualización del patrimonio.

p. Costo 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 ganancia por posición monetaria, a medida que ocurren o se devengan.

q. Pérdida integral - La pérdida integral que se presenta en el estado de variaciones en el patrimonio

adjunto, se integra por la pérdida neta del ejercicio más otras partidas que representan una ganancia o pérdida del mismo período, que de conformidad con PCGA se presentan directamente en el patrimonio, sin afectar el estado de resultados (Nota 15).

r. Ganancia por posición monetaria - La ganancia por posición monetaria, que representa la erosión que

la inflación origina sobre el poder adquisitivo de las partidas monetarias, se determina aplicando al pasivo neto al principio de cada mes el factor de inflación derivado del INPC y se actualiza al cierre del ejercicio con el factor correspondiente.

s. Estado de cambios en la situación financiera - Los estados de cambios en la situación financiera

presentan los cambios en moneda constante, partiendo de la situación financiera al cierre del año anterior, actualizada a pesos del cierre del último ejercicio.

t. Reclasificaciones - Los estados financieros por el año que terminó el 31 de diciembre de 2002 han sido

reclasificados en ciertos rubros para conformar su presentación con la utilizada en 2003. 3. Efectivo e inversiones temporales

Al 31 de diciembre de 2003 y 2002, el efectivo e inversiones temporales se integran como sigue:

2003 2002 Efectivo $ 5,112,266 $ 4,045,620 Inversiones temporales 12,737,914 14,620,991 $ 17,850,180 $ 18,666,611

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4. Consumidores y otros deudores Al 31 de diciembre de 2003 y 2002 estas cuentas y documentos por cobrar se integran como se muestra a continuación:

2003 2002 Consumidores público $ 8,209,522 $ 8,317,961 Consumidores gobierno 1,687,641 1,665,636 Energía vendida en proceso de facturación 6,165,330 6,447,949 16,062,493 16,431,546 Otros deudores 1,852,038 2,061,494 17,914,531 18,493,040 Menos- Estimación para cuentas de cobro dudoso (637,397) (852,474) $ 17,277,134 $ 17,640,566

5. Bursatilización de cartera

El 24 de abril de 2003, CFE llevó a cabo bursatilización de cartera de cobranza a través de la emisión de Certificados Bursátiles por un monto de $2,200,000, con vencimiento al 29 de enero de 2004. La emisión consta de Certificados Preferentes Clase I y Certificados Subordinados Clase II. La tasa de interésque pagan los Certificados Preferentes cada 28 días a los inversionistas es la resultante de sumar 0.65% a la tasa de Certificados de Tesorería (“Cetes”) a 28 días. Los Certificados Subordinados no pagan rendimiento alguno y los adquiere CFE. La estructura que se utilizó para la bursatilización requirió de la constitución de un Fideicomiso privado, el cual fue el emisor de los Certificados Bursátiles a través de la Bolsa Mexicana de Valores. Con los fondos provenientes de la emisión, el Fideicomiso llevó a cabo la primera compra de cartera de facturación a CFE y dado que la compra de cartera de facturación se hará de manera revolvente conforme se vaya cobrando, el Fideicomiso utilizará los mismos fondos provenientes de la cobranza para adquirir cartera adicional. Las compras de cartera que efectúa el Fideicomiso a CFE se llevan a cabo mediante la figura de Cesión de Derechos de Cobro, con lo cual se logra una venta real de facturación y por lo tanto, la operación no constituye un pasivo para CFE. El patrimonio del Fideicomiso lo constituyen (i) los Derechos de Cobro cedidos por CFE el 24 de abril de 2003, (ii) los Derechos de Cobro que se vayan adquiriendo con el efectivo del Fideicomiso proveniente de la cobranza y (iii) el efectivo del Fideicomiso producto de la cobranza y sus accesorios financieros. El propósito de las Certificados Subordinados es permitir que CFE pueda disponer de cualquier remanente del patrimonio del Fideicomiso, una vez amortizada la emisión de Certificados Preferentes a su vencimiento. Este remanente típicamente sería facturación que adquirió el Fideicomiso y que no haya sido cobrada, así como los rendimientos de la liquidez producto de la cobranza. Los criterios de elegibilidad de la cartera de cobranza susceptible de ser cedida al Fidecomiso establecen que (i) la facturación deberá estar debidamente documentada a través de contratos de suministro y sus respectivos recibos, (ii) provenir de suministro de energía de alta y media tensión, excluyendo tarifa agrícola y alumbrado público, (iii) antigüedad mínima de dos años en su contratación y (iv) no haber sufrido corte de servicio por falta de pago oportuno.

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La última operación de Cesión de Derechos de Cobro al Fideicomiso se llevó a cabo a finales de diciembre de 2003, con objeto de que el Fideicomiso acumule la cobranza de la última cartera comprada y mantenga la liquidez requerida para amortizar la emisión de Certificados Bursátiles el 29 de enero de 2004. El Fideicomiso para la operación fue constituido en Nacional Financiera, S.N.C., Dirección Fiduciaria, como Fiduciario y con la participación de ING (México), S.A. de C.V., Casa de Bolsa, ING Grupo Financiero como Fideicomitente. Los Fideicomisarios en primer lugar son los tenedores de los Certificados Preferentes y los Fideicomisarios en Segundo Lugar los tenedores de los Certificados en Bank Boston, S.A. Institución de Banca Múltiple, División Fiduciaria. Al 31 de diciembre de 2003, el monto relativo a la bursatilización de la cartera asciende a $2,325,688 que está aplicada a consumidores públicos.

6. Luz y Fuerza del Centro ("LFC") Los saldos de la cuenta por cobrar a LFC al 31 de diciembre de 2003 y 2002, por un monto de $2,232,090 y $3,146,183, respectivamente, se derivan de las operaciones realizadas entre dicho organismo y CFE, de acuerdo con el convenio de compra y venta de energía celebrado. Durante los años terminados el 31 de diciembre de 2003 y 2002, las operaciones que afectaron los resultados de CFE fueron las que se muestran a continuación:

2003 2002 Ingresos por venta de energía a LFC $ 27,911,555 $ 22,398,713 Costos y gastos de explotación- Compras de energía a LFC $ 782,719 $ 527,116

7. Materiales para operación

Al 31 de diciembre de 2003 y 2002, los materiales para operación, incluyendo su actualización, se integran como sigue:

2003 2002 Refacciones y equipo $ 12,097,585 $ 11,117,150 Combustibles y lubricantes 3,462,739 3,409,314 Combustible nuclear 1,094,520 1,271,909 16,654,844 15,798,373 Menos- Estimación para obsolescencia (292,189) (265,132) $ 16,362,655 $ 15,533,241

8. Plantas, instalaciones y equipos

Los saldos de plantas, instalaciones y equipos al 31 de diciembre de 2003 y 2002 se integran como sigue:

2003 2002 Plantas, instalaciones y equipos en operación $ 512,930,817 $ 506,452,102 Obras en proceso 20,012,758 16,928,138 Materiales para construcción 4,186,694 5,630,137 $ 537,130,269 $ 529,010,377

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Plantas, instalaciones y equipos en operación - Los saldos de las plantas, instalaciones y equipo al 31 de diciembre de 2003 y 2002 que incluyen los equipos en arrendamiento, se integran como sigue:

2003 2002 Plantas:

Vapor $ 215,416,719 $ 228,887,384 Subestaciones de transformación 153,538,787 120,502,492 Hidroeléctricas 133,119,696 138,211,819 Redes de distribución 102,088,893 98,387,657 Líneas de transmisión 75,308,145 71,942,890 Edificios administrativos y otros 61,007,762 63,508,239 Nucleoeléctrica 51,937,471 53,343,320 Turbogas y ciclo combinado 53,803,396 45,235,057 Geotérmicas 13,642,622 13,405,534 Combustión interna 4,026,764 4,106,157 Terrenos en proceso de regularización 330,883 231,823 Instalaciones no convencionales 110,667 47,073

864,331,805 837,809,445 Depreciación acumulada (351,400,988) (331,357,343)

$ 512,930,817 $ 506,452,102

Durante los últimos años, debido a la reducción de los presupuestos anuales, la CFE no ha cumplido íntegramente con el mantenimiento requerido y consecuentemente esta situación pudiera afectar la vida útil probable de ciertas plantas. Durante el 2003 las erogaciones por este concepto fueron superiores que en los años anteriores. Obras en proceso - Los saldos de obras en proceso al 31 de diciembre de 2003 y 2002 se integran como sigue:

2003 2002 Planta:

Líneas de transmisión $ 7,057,417 $ 6,268,186 Vapor 5,725,450 4,621,526 Redes de distribución 2,715,212 1,375,421 Subestaciones de transformación 2,228,764 2,762,537 Geotérmicas 839,370 326,134 Oficinas e instalaciones generales 312,690 306,862 Hidroeléctricas 69,946 45,723 Turbogas y ciclo combinado 5,836 7,494 Combustión interna - 5,646 Anticipos para construcción 1,058,073 1,208,609 Total $ 20,012,758 $ 16,928,138

Durante los años terminados el 31 de diciembre de 2003 y 2002, las partidas capitalizadas en obras en proceso de acuerdo con la política descrita en la Nota 2e, ascendieron a $1,698,230 y $1,217,942, respectivamente($171,895 y $559,715 de gastos administrativos, $64,089 y $83,290 de depreciación y $1,462,246 y $575,383de incremento a la provisión de jubilación y primas de antigüedad al 31 de diciembre de 2003 y 2002, respectivamente).

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Materiales para construcción - Los saldos de materiales para construcción al 31 de diciembre de 2003 y 2002, se integran como sigue:

2003 2002 Refacciones y equipo $ 4,066,537 $ 5,472,096 Materiales en poder de terceros 120,009 157,886 Equipo en tránsito 148 155 $ 4,186,694 $ 5,630,137

9. Impuestos y derechos por pagar

Los impuestos y derechos por pagar al 31 de diciembre de 2003 y 2002 se integran como sigue:

2003 2002 A cargo de CFE:

Impuesto sobre la Renta “ISR” sobre remanente distribuible $ 784,212 $ 561,961 ISR a pagar por cuenta de terceros 318,665 287,023 Cuotas al Instituto Mexicano del Seguro Social (incluye Seguro de Retiro) 282,440 267,168 Derechos sobre uso y aprovechamiento de aguas nacionales 251,929 262,083 Impuesto sobre nóminas 16,074 13,506 Crédito al salario 10,356 - Aportaciones al Instituto del Fondo Nacional de la Vivienda para los Trabajadores 6,167 8,647

Subtotal 1,669,843 1,400,388

Retenidos por CFE:

ISR retenido de los empleados 213,081 172,774 Derechos de alumbrado público 140,097 107,840 Impuesto al valor agregado retenido 52,747 48,537 ISR por pagos a residentes en el extranjero 44,750 6,146 Cinco al millar a contratistas 23,341 11,789 ISR por honorarios y arrendamientos 4,772 4,026 Dos al millar a contratistas 932 822 Otros - 510

Subtotal 479,720 352,444 Total $ 2,149,563 $ 1,752,832

10. Arrendamiento de equipo y PIDIREGAS

La deuda correspondiente a la adquisición de plantas, instalaciones y equipos por medio de arrendamientos que se registraron en apego al boletín D-5 “Arrendamientos”, emitido por el IMCP y PIDIREGAS (Nota 2f) al 31 de diciembre de 2003 y 2002, se integran como se muestra en las páginas siguientes:

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Monto de los Pagos VigenciaTasas de interés Pactados Equivalentes a las Rentas del Moneda Nacional Moneda Extranjera Moneda Nacional Moneda Extranjera

Tipo de activo Valor del crédito utilizadas Intereses, comisiones y hon. fid. Principal Pagos hasta dic 2003 contrato Corto Plazo Largo Plazo Corto Plazo Largo Plazo Corto Plazo Largo Plazo Corto Plazo Largo Plazo

ACTIVOS EN OPERACION COMERCIALVenta y arrendamiento en via de 250 millones de 8.13% Intereses 203.13 millones 250.0 millones de Principal Hasta el año -$ -$ - - 2,680,644.1$ -$ 250,000.0 - regreso de los GENERADORES DE dólares americanos de dólares americanos con dólares americanos $2,809.0 millones 2003VAPOR de Petacalco Unidades 3 y 4 vencimientos semestrales (250.0 millones dey Topolobampo Unidades 1 y 2 hasta diciembre de 2003 dólares americanos)

Comisiones 10.06 millones Intereses de dólares americanos $2,282.3 millones

(203.1 millones dedólares americanos)

Honorarios fiduciarios y comisiones Comisiones$41.24 millones $113.0 millones

(10.06 millones de dólares americanos)

Honorarios fiduciarios ycomisiones$41.24 millones

2 Unidades integrales termoeléctricas 104.3 millones de euros 2% Intereses 16.4 millones de 104.3 millones de euros Principal Hasta el año 216,922.0 464,494.0 15,316.1 32,796.3 359,093.2 541,216.4 31,922.2 48,112.4 con capacidad de 350 MW cada una 10.15% euros $795.8 millones 2021para la C.T. TUXPAN Unidades 3 y 4 11.78% (56.2 millones de euros)

5.40%Intereses$133.7 millones (9.4 millones de euros)

Comisiones 2.4 millonesde euros Comisiones

$11.2 millones(0.8 millones de euros)

Honorarios fiduciarios y comisiones Honorarios fiduciarios y$200.9 millones comisiones

$72.6 millones

2 Unidades integrales termoeléctricas 68,681.4 millones de 2.70% Intereses 25,077.1 millones de 68,681.4 millones de Principal Hasta el año - - - - 630,584.2 - 6,978,918.3 - con capacidad de 350 MW cada una yenes japoneses 14.80% yenes japoneses yenes japoneses $7,197.8 millones 2003para la C.T. PETACALCO Unidades 7.30% (68,681.4 millones de3 y 4 yenes japoneses)

InteresesComisiones 6,903.4 millones $2,628.1 millones de yenes japoneses (25,077.1 millones de

yenes japoneses)

Comisiones$723.5 millones(6,903.4 millones deyenes japoneses)

2 Unidades integrales termoeléctricas 91,492.6 millones de Tasa prima a largo Intereses 33,195.1 millones de 91,492.6 millones de Principal Hasta el año 887,390.0 - 8,467,461.8 - 765,083.0 765,082.0 8,467,468.4 8,467,456.8 con capacidad de 350 MW cada una yenes japoneses plazo revisable yenes japoneses yenes japoneses $8,701.0 millones 2004para la C.T. PETACALCO, Unidades semestralmente, en (83,025.2 millones de 5 y 6 yenes japoneses yenes japoneses)

más 0.5% y tasa fija del 7.6% anual Intereses

Comisiones 3,096.6 millones $3,436.7 millones de yenes japoneses (32,793.2 millones de

yenes japoneses)

ComisionesHonorarios fiduciarios y $321.2 millonescomisiones (3,064.9 millones de$98.2 millones yenes japoneses)


2 Unidades integrales termoeléctricas 6,118.3 millones de 8.80% Intereses 2,274.2 millones de 6,118.3 millones de Principal Hasta el año 43,968.0 - 419,542.0 - 57,213.1 37,907.8 633,199.1 419,539.7 con capacidad de 160 MW cada yenes japoneses yenes japoneses yenes japoneses $597.2 millones 2004una para la C.T. TOPOLOBAMPO II (5,698.8 millones de Unidades 1 y 2 yenes japoneses)

Intereses Comisiones 473.0 millones $236.3 millones de yenes japoneses (2,255.0 millones de

yenes japoneses)

Comisiones$49.2 millones(469.8 millones de yenes japoneses)

368.7 millones de 2.75% Intereses 216.9 millones 368.7 millones de Principal Hasta el año 242,897.0 421,610.0 21,617.7 37,523.1 231,680.4 634,451.1 21,606.8 59,169.6 dólares americanos 8.46% de dólares americanos dólares americanos $3,478.6 millones 2013

8.00% (309.6 millones de8.59% dólares americanos)8.60%9.645% Intereses10.16% Comisiones 9.2 millones $2,341.5 millones8.46% de dólares americanos (208.4 millones de

dólares americanos)

Comisiones$100.0 millones(8.9 millones de

Saldos al 31 de diciembre de 2003 (Miles) Saldos al 31 de Diciembre de 2002 (Miles)

17





2 Unidades integrales hidroeléctricas 473.0 millones de 9% Intereses 287.8 millones 473.0 millones de Principal Hasta el año 728,183.0 1,583,613.0 64,808.0 140,941.0 626,616.5 2,206,159.9 58,439.0 205,749.0 con capacidad de 211 MW cada una dólares americanos de dólares americanos dólares americanos $3,002.8 millones 2008para la P.H. HUITES (267.3 millones de


Intereses$2,840.4 millones(252.8 millones dedólares americanos)

2 Unidades integrales termoeléctricas 473.3 millones de 8.41% Intereses 212.1 millones 473.3 millones de Principal Hasta el año 531,871.0 933,087.0 47,336.3 83,044.4 897,050.0 2,566,460.3 83,659.9 239,351.1 con capacidad de 350 MW cada una dólares americanos de dólares americanos dólares americanos $3,853.8 millones 2006para la C.T. TUXPAN Unidades 5 y 6 (343.0 millones de

dólares americanos)Comisiones 1.5 millonesde dólares americanos Intereses

$2,177.6 millones(193.8 millones de

Honorarios fiduciarios y dólares americanos)comisiones$311.4 millones Honorarios fiduciarios y

comisiones$196.6 millones

2 Unidades integrales hidroeléctricas 69.8 millones de 2.50% Intereses 31.5 millones de 69.8 millones de Principal Hasta el año 39,920.0 447,564.0 3,552.9 39,833.0 231,184.5 1,042,656.6 21,560.5 97,239.4 con capacidad de 100 MW cada una dólares americanos 8.94% dólares americanos dólares americanos $298.8 millones 2026para el P.H. TEMASCAL II (26.6 millones deUnidades 5 y 6 dólares americanos)

InteresesComisiones 2.0 millones $245.5 millonesde dólares americanos (21.8 millones de

dólares americanos)Honorarios fiduciarios y comisiones Comisiones$152.6 millones $16.3 millones



Línea de transmisión 106.5 millones de 12.50% Intereses 99.6 millones 106.5 millones de Principal Hasta el año MAZATLAN - DURANGO dólares americanos 6.38% de dólares americanos dólares americanos $420.1 millones 2005 33,242.0 743,095.0 2,958.5 66,135.2 31,723.2 747,742.8 2,958.5 69,735.4


Intereses Comisiones 0.133 millones $77.3 millonesde dólares americanos (6.9 millones de

dólares americanos)Honorarios fiduciarios y comisiones Comisiones$33.6 millones $1.2 millones



Línea de Transmisión 30.8 millones de 8.09% Intereses 13.3 millones 30.8 millones de Principal Hasta el año 34,624.0 138,497.0 3,081.5 12,326.2 66,707.2 316,702.0 6,221.2 29,536.0 TUXPAN - TEXCOCO dólares americanos de dólares americanos dólares americanos $173.1 millones 2008


InteresesComisiones 0.5 millones $110.1 millonesde dólares americanos (9.8 millones de


Comisiones$2.1 millones(0.2 millones dedólares americanos)

720 Grúas Autotransportadas 50.2 millones de Variable Intereses 7.8 millones 50.2 millones de Principal Hasta el año 108,309.0 - 9,639.5 - 127,864.1 103,358.2 11,924.8 9,639.3 dólares americanos de dólares americanos dólares americanos $455.4 millones 2004


Intereses$83.1 millones(7.4 millones dedólares americanos)

Pagos efectuados pendientes de aplicar 983.0 (1,913.0) - - (54,915.4) - -a proyectos especificos

SUMA DEUDA EXTERNA 2,868,309.0$ 4,730,047.0$ - - 6,650,528.1$ 8,961,737.1$ - -

18




2 Unidades integrales termoeléctricas $1,137.6 millones 8.60% Intereses $173.9 millones $1,137.6 millones Principal Hasta el año 408,129.0$ 729,487.0$ - - - - - -con capacidad de 350 MW cada una 2006para la C.T. TUXPAN Unidades 5 y 6

Intereses$3.9 millones

2 Unidades integrales hidroeléctricas $561.3 millones 8.60% Intereses $83.9 millones $561.3 millones Principal Hasta el año 201,382.0 359,947.0 - - - - - -con capacidad de 100 MW cada una 2006para el P.H. TEMASCAL IIUnidades 5 y 6 Intereses

$1.9 millones

Línea de Transmisión $163.9 millones 9.05% Intereses $39.7 millones $163.9 millones Principal Hasta el año 32,777.0 114,718.0 - - - - - -TUXPAN - TEXCOCO $16.4 millones 2008


SUMA DEUDA INTERNA 642,288.0 1,204,152.0 - -

TOTAL DEUDA EXTERNA E INTERNA DE ARRENDAMIENTO FINANCIERO 3,510,597.0$ 5,934,199.0$ 6,650,528.1$ 8,961,737.1$

19

Monto de los Pagos Saldos al 31 de Diciembre de 2003 (Miles) Saldos al 31 de Diciembre de 2002 (Miles)Pactados equivalentes a las rentas Vigencia del Monto total Moneda Nacional Moneda Extranjera Moneda Nacional Moneda Extranjera

Intereses, impuestos, del proyecto Tipo de activo Valor del crédito otros y hon. fiduciarios Principal Pagos hasta dic 2003 contrato (Miles) Corto Plazo Largo Plazo Corto Plazo Largo Plazo Corto Plazo Largo Plazo Corto Plazo Largo Plazo

PIDIREGAS

3 Módulos de ciclo combinado tipo 701.2 millones de dólares 578.5 millones de dólares 701.2 millones de dólares Principal Hasta el 7,878,906.8$ 594,052.0$ 4,534,953.0$ 52,870.4$ 403,609.2$ 561,745.8$ 4,894,637.5$ 52,389.1$ 456,479.6$ multiflecha, con una capacidad de americanos americanos de intereses americanos $2,749.9 millones año generación nominal de 168.6 MW (244.74 millones de dólares 2019cada uno, para la C.C.C. Samalayuca II. americanos)M - 1, 2 y 3.

Intereses$2,982.6 millones

(265.45 millones de dólaresamericanos)

4 Unidades integrales geotermoeléc- 103.3 millones de dólares 71.3 millones de dólares 103.3 millones de dólares Principal Hasta el 1,161,083.3 90,787.0 752,542.0 8,080.0 66,976.0 86,638.4 804,793.7 8,080.0 75,056.0 tricas con capacidad total de 100 MW americanos americanos de intereses americanos $317.75 millones año para la C.G. Cerro Prieto IV (28.28 millones de dólares 2015

americanos)

Intereses$358.2 millones(31.88 millones de dólares

americanos)

4.9 millones de dólares Impuestos americanos de impuestos $25.0 millones


0.741 millones de dólares Honorarios americanos de honorarios $1.9 millonesfiduciarios (0.17 millones de dólares

americanos)

2 módulos tipo ciclo combinado, con una 331.1 millones de dólares 326.4 millones de dólares 331.1 millones de dólares Principal Hasta el 3,720,092.4 - 3,720,093.0 - 331,087.0 - 3,550,104.8 - 331,086.9 capacidad de 436.9 MW para ambos, americanos americanos de intereses americanos Un pago de 313.6 millones de año de la C.C.C. Monterrey II dólares en 2010 y otro de 17.5 2015

en 2015

Intereses$1,034.2 millones(92.04 millones de dólaresamericanos)




americanos)

1 módulo tipo ciclo combinado, con una 277.4 millones de dólares 157.7 millones de dólares 277.4 millones de dólares Principal Hasta el 3,116,484.4 243,326.0 2,264,844.0 21,655.9 201,570.3 232,207.0 2,393,560.3 21,655.9 223,226.2 capacidad de 445 MW, de la americanos americanos de intereses americanos $608.3 millones año C.C.C. Chihuahua (54.14 millones de dólares 2016

americanos)


americanos)




americanos)

Un módulo tipo ciclo combinado, con una 307.9 millones de dólares 338.5 millones de dólares 307.9 millones de dólares Principal Hasta el 3,459,040.8 126,724.0 3,055,384.0 11,278.4 271,928.1 111,900.9 3,036,702.8 10,436.0 283,206.4 capacidad de 497.6 MW , de la americanos americanos de intereses americanos $276.9 millones año C.C.C. Rosarito III (24.65 millones de dólares 2016

americanos)


americanos)



20



2 Unidades integrales geotermoeléc- 18.2 millones de dólares 9.1 millones de dólares 18.2 millones de dólares Principal Hasta el 204,479.5 13,238.0 191,241.0 1,178.2 17,020.4 - 195,135.9 - 18,198.6 tricas, con capacidad total de 10 MW americanos americanos de intereses americanos año para la C.G. Tres Virgenes 2011

Intereses$32.8 millones(2.92 millones de dólaresamericanos)

0.116 millones de dólares Impuestosamericanos de impuestos


americanos)

1 Unidad termoeléctrica de 39.4 MW, 61.3 millones de dólares 29.1 millones de dólares 61.3 millones de dólares Principal Hasta el 688,448.8 56,143.0 556,281.0 4,996.7 49,508.8 49,351.0 584,439.0 4,602.5 54,505.5 de la C.D. Puerto San Carlos americanos americanos de intereses americanos $76.0 millones año

(6.77 millones de dólares 2011americanos)


0.6 millones de dólares Impuestosamericanos de impuestos $1.7 millones



americanos)

C.G. LOS AZUFRES II 31.3 millones de dólares 15.3 millones de dólares 31.3 millones de dólares Principal Hasta el 352,009.0 35,201.0 316,808.0 3,132.9 28,195.8 - - - - americanos americanos de intereses americanos - año

2013

Intereses-

El SAUZ CONVERSION DE T.G. a C.C. 56.9 millones de dólares 15.6 millones de dólares 56.9 millones de dólares Principal Hasta el 638,847.5 53,237.0 585,610.0 4,738.1 52,119.1 - - - - americanos americanos de intereses americanos - año

2013

Intereses-

CAMPO GEOTERMICO 22.6 millones de dólares 2.7 millones de dólares 22.6 millones de dólares Principal Hasta el 253,574.1 25,478.0 211,011.0 2,267.5 18,779.9 8,294.2 73,493.7 773.5 6,854.1 americanos americanos de intereses americanos $16.9 millones año



LT 211 CABLE SUBMARINO 100.0 millones de dólares 50.3 millones de dólares 100.0 millones de dólares Principal Hasta el 1,123,812.4 149,186.0 562,470.0 13,277.5 50,059.6 142,369.3 679,136.8 13,277.5 63,337.1 americanos americanos de intereses americanos $412.2 millones año






americanos)

SE 212 SF6 POTENCIA 104.7 millones de dólares 104.8 millones de dólares 104.7 millones de dólares Principal Hasta el 1,176,536.2 42,577.0 972,140.0 3,789.3 86,520.1 40,631.5 968,349.7 3,789.3 90,309.4 americanos americanos de intereses americanos $161.8 millones año



21







americanos)

SE 213 SF6 DISTRIBUCION 70.5 millones de dólares 58.1 millones de dólares 70.5 millones de dólares Principal Hasta el 791,763.8 45,957.0 557,766.0 4,090.2 49,641.0 43,856.9 576,141.3 4,090.1 53,731.6 americanos americanos de intereses americanos $188.0 millones año






americanos)

LT 214 SURESTE PENINSULAR 35.4 millones de dólares 31.2 millones de dólares 35.4 millones de dólares Principal Hasta el 397,439.8 5,001.0 380,460.0 445.1 33,860.8 4,429.4 367,238.0 413.1 34,249.0 americanos americanos de intereses americanos $12.0 millones año



americanos)




americanos)

LT 215 SURESTE PENINSULAR 97.8 millones de dólares 92.4 millones de dólares 97.8 millones de dólares Principal Hasta el 1,098,648.2 46,324.0 928,379.0 4,122.8 82,625.4 40,154.0 930,164.4 3,744.8 86,748.2 americanos americanos de intereses americanos $123.9 millones año






americanos)

LT 216 NOROESTE 44.9 millones de dólares 22.0 millones de dólares 44.9 millones de dólares Principal Hasta el 504,435.7 48,651.0 281,785.0 4,329.9 25,078.8 44,527.2 315,338.2 4,152.7 29,408.8 americanos americanos de intereses americanos $174.0 millones año






americanos)

22



LT 217 NOROESTE 65.3 millones de dólares 61.2 millones de dólares 65.3 millones de dólares Principal Hasta el 733,588.3 - 733,588.0 - 65,289.1 - 700,067.2 - 65,289.1 americanos americanos de intereses americanos año

2009





americanos)

SE 218 NOROESTE 50.7 millones de dólares 34.3 millones de dólares 50.7 millones de dólares Principal Hasta el 569,180.9 39,319.0 403,607.0 3,499.4 35,920.9 34,773.7 422,686.4 3,243.0 39,420.2 americanos americanos de intereses americanos $126.3 millones año






americanos)

SE 219 SURESTE - PENINSULAR 33.8 millones de dólares 16.8 millones de dólares 33.8 millones de dólares Principal Hasta el 379,715.0 37,193.0 192,790.0 3,310.2 17,158.2 34,268.3 219,439.1 3,195.9 20,465.1 americanos americanos de intereses americanos $149.7 millones año






americanos)

SE 220 ORIENTAL - CENTRO 62.8 millones de dólares 41.4 millones de dólares 62.8 millones de dólares Principal Hasta el 706,165.7 42,410.0 532,343.0 3,774.5 47,378.3 37,432.0 548,489.9 3,490.9 51,152.8 americanos americanos de intereses americanos $131.4 millones año



1.1 millones de dólares Impuestosamericanos de impuestos $5.4 millones



americanos)

SE 221 OCCIDENTAL 72.5 millones de dólares 52.2 millones de dólares 72.5 millones de dólares Principal Hasta el 814,733.6 58,010.0 668,593.0 5,162.9 59,504.5 55,689.9 697,879.6 5,193.7 65,085.1 americanos americanos de intereses americanos $88.1 millones año




23





americanos)

L.T. 301 CENTRO 44.5 millones de dólares 16.9 millones de dólares 44.5 millones de dólares Principal Hasta el 500,495.3 52,716.0 369,016.0 4,691.7 32,842.3 50,307.8 397,982.7 4,691.8 37,116.3 americanos americanos de intereses americanos $78.8 millones año



L.T. 302 SURESTE 41.2 millones de dólares 18.9 millones de dólares 41.2 millones de dólares Principal Hasta el 462,436.7 48,208.0 337,455.0 4,290.5 30,033.4 46,005.1 368,040.8 4,290.5 34,323.9 americanos americanos de intereses americanos $76.8 millones año



L.T 303 IXTAPA - PIE DE LA CUESTA 27.7 millones de dólares 11.6 millones de dólares 27.7 millones de dólares Principal Hasta el 311,006.9 31,101.0 217,705.0 2,768.0 19,375.7 29,679.7 237,436.6 2,768.0 22,143.6 americanos americanos de intereses americanos $62.2 millones año



L.T. 304 NOROESTE 28.2 millones de dólares 14.1 millones de dólares 28.2 millones de dólares Principal Hasta el 317,084.4 31,708.0 221,959.0 2,822.0 19,754.3 30,259.6 242,076.4 2,822.0 22,576.3 americanos americanos de intereses americanos $63.4 millones año



L.T. 305 CENTRO - ORIENTE 36.5 millones de dólares 17.7 millones de dólares 36.5 millones de dólares Principal Hasta el 409,873.5 40,987.0 286,911.0 3,647.8 25,535.0 39,114.6 312,915.9 3,647.9 29,182.9 americanos americanos de intereses americanos $82.0 millones año



L.T 306 SURESTE 45.0 millones de dólares 18.9 millones de dólares 45.0 millones de dólares Principal Hasta el 505,496.4 50,550.0 353,848.0 4,498.9 31,492.3 48,239.9 385,918.1 4,498.9 35,991.2 americanos americanos de intereses americanos $101.1 millones año









24



SE 401 OCCIDENTAL - CENTRAL 64.3 millones de dólares 16.0 millones de dólares 64.3 millones de dólares Principal Hasta el 722,473.7 75,347.0 592,079.0 6,705.9 52,694.8 43,800.5 471,006.1 4,084.9 43,926.6 americanos americanos de intereses americanos $55.0 millones año



SE 402 ORIENTAL PENINSULAR 5.4 millones de dólares 2.0 millones de dólares 5.4 millones de dólares Principal Hasta el 821,650.5 82,165.0 698,403.0 7,312.7 62,157.6 2,869.2 54,513.1 267.6 5,084.0 americanos americanos de intereses americanos $41.1 millones año



L.T. 403 NORESTE 72.5 millones de dólares 26.8 millones de dólares 72.5 millones de dólares Principal Hasta el 814,552.7 84,104.0 608,561.0 7,485.2 54,161.7 78,155.5 661,013.9 7,288.9 61,646.9 americanos americanos de intereses americanos $121.9 millones año



L.T. 404 NOROESTE - NORTE 40.5 millones de dólares 15.2 millones de dólares 40.5 millones de dólares Principal Hasta el 455,029.9 49,271.0 344,896.0 4,385.1 30,695.6 47,019.3 376,155.7 4,385.1 35,080.7 americanos americanos de intereses americanos $60.9 millones año



SE 405 COMPENSACION ALTA TENSION 8.6 millones de dólares 2.1 millones de dólares 8.6 millones de dólares Principal Hasta el 96,498.1 9,650.0 82,273.0 858.8 7,322.3 - - - - americanos americanos de intereses americanos $4.6 millones año



L.T. 406 RED ASOCIADA A TUXPAN II, III y IV 121.9 millones de dólares 30.0 millones de dólares 121.9 millones de dólares Principal Hasta el 1,370,080.8 111,301.0 1,121,227.0 9,905.7 99,788.8 79,745.9 646,831.6 7,437.2 60,324.3 americanos americanos de intereses americanos $137.6 millones año



L.T. 407 RED ASOCIADA A ALTAMIRA II, III y IV 261.7 millones de dólares 105.9 millones de dólares 261.7 millones de dólares Principal Hasta el 2,940,381.4 302,738.0 2,246,700.0 26,943.6 199,955.5 279,310.1 2,341,800.4 26,048.8 218,399.0 americanos americanos de intereses americanos $390.9 millones año



L.T. 408 NACOZARI - NOGALES AREAS NOROESTE 44.6 millones de dólares 13.1 millones de dólares 44.6 millones de dólares Principal Hasta el 501,420.0 51,443.0 403,298.0 4,578.4 35,893.4 40,000.2 347,583.5 37,730.5 32,416.0 americanos americanos de intereses americanos $46.7 millones año



L.T. 410 SISTEMA NACIONAL 173.2 millones de dólares 63.3 millones de dólares 173.2 millones de dólares Principal Hasta el 1,945,792.1 196,832.0 1,621,817.0 17,518.0 144,341.1 121,334.0 1,735,545.9 11,315.8 161,859.0 americanos americanos de intereses americanos $127.1 millones año



25



L.T. 411 SISTEMA NACIONAL 66.7 millones de dólares 22.8 millones de dólares 66.7 millones de dólares Principal Hasta el 749,745.7 79,286.0 609,262.0 7,056.4 54,224.1 58,401.6 657,084.6 5,446.6 61,280.5 americanos americanos de intereses americanos $61.2 millones año



SE 412 COMPENSACION NORTE 22.0 millones de dólares 5.4 millones de dólares 22.0 millones de dólares Principal Hasta el 247,158.3 24,716.0 210,085.0 2,199.7 18,697.5 - - - - americanos americanos de intereses americanos $12.4 millones año



L.T. 414 NORTE OCCIDENTAL 65.7 millones de dólares 19.5 millones de dólares 65.7 millones de dólares Principal Hasta el 737,896.2 43,885.0 687,022.0 3,905.7 61,144.7 - - - - americanos americanos de intereses americanos $7.0 millones año



SE 503 ORIENTAL 21.4 millones de dólares 5.4 millones de dólares 21.4 millones de dólares Principal Hasta el 240,468.4 24,047.0 204,399.0 2,140.2 18,191.4 - - - - americanos americanos de intereses americanos $12.0 millones año



SE 504 NORTE OCCIDENTAL 31.7 millones de dólares 8.3 millones de dólares 31.7 millones de dólares Principal Hasta el 356,303.7 27,154.0 319,811.0 2,416.7 28,463.1 - - - - americanos americanos de intereses americanos de intereses $9.3 millones año


Intereses$4.5 millones (0.40 millones de dólaresamericanos)

L.T. 506 SALTILLO - CAÑADA 57.8 millones de dólares 15.5 millones de dólares 57.8 millones de dólares Principal Hasta el 649,198.1 32,460.0 616,738.0 2,888.9 54,889.5 - - - - americanos americanos de intereses americanos - año

2014Intereses

-

SUMA DEUDA EXTERNA 45,693,356.8$ 3,279,416.0$ 35,094,682.0$ 2,595,929.5$ 31,781,042.0$

C.G. LOS AZUFRES II 868.5 millones de pesos 294.3 millones de pesos 868.5 millones de pesos Principal Hasta el 868,458.3$ 86,846.0$ 781,613.0$ - - - - - año

2013Intereses

-

EL SAUZ CONVERSION DE T.G. a C.C. 637.7 millones de pesos 207.6 millones de pesos 637.7 millones de pesos Principal Hasta el 637,689.0 63,769.0 573,920.0 - - - - - año

2013Intereses

-

CAMPO GEOTERMICO 2.0 millones de pesos 1.3 millones de pesos 2.0 millones de pesos Principal Hasta el 2,035.0 204.0 1,679.0 - - - - $0.15 millones año

2013Intereses$0.18 millones

L.T. 407 RED ASOCIADA A ALTAMIRA II, III y IV 405.9 millones de pesos 131.5 millones de pesos 405.9 millones de pesos Principal Hasta el 405,942.4 40,594.0 365,348.0 - - - - - año

2013Intereses

26



-

L.T. 409 MANUEL MORENO TORRES 962.1 millones de pesos 318.1 millones de pesos 962.1 millones de pesos Principal Hasta el 962,067.1 96,207.0 865,860.0 - - - - - año

2013Intereses

-

L.T. 411 SISTEMA NACIONAL 514.6 millones de pesos 173.9 millones de pesos 514.6 millones de pesos Principal Hasta el 514,600.0 51,460.0 463,140.0 - - - - - año

2013Intereses

-

SE 504 NORTE - OCCIDENTAL 147.2 millones de pesos 50.0 millones de pesos 147.2 millones de pesos Principal Hasta el 147,164.2 14,716.0 132,448.0 - - - - - año

2013Intereses

-

L.T. 506 SALTILLO - CAÑADA 2,120.3 millones de pesos 697.0 millones de pesos 2,120.3 millones de pesos Principal Hasta el 2,120,329.6 212,033.0 1,908,297.0 - - - - - año

2013Intereses

-

L.T. 509 RED ASOCIADA RIO BRAVO III 293.9 millones de pesos 96.5 millones de pesos 293.9 millones de pesos Principal Hasta el 293,908.8 29,391.0 264,518.0 - - - - - año

2013Intereses

-

SUMA DEUDA INTERNA 5,952,194.4$ 595,220.0$ 5,356,823.0$ -$ -$ - -

PARTIDAS PENDIENTES DE APLICAR A PROYECTOS (33,894.5) - (3,161.0) - ESPECIFICOS

TOTAL DEUDA EXTERNA E INTERNA DE PIDIREGAS 51,645,551.2$ 3,874,636.0$ 1_/ 40,451,505.0$ 2,562,035.0$ 31,781,042.0$

TOTAL DEL PASIVO POR ARRENDAMIENTO FINANCIERO Y PIDIREGAS 51,645,551.2$ 7,385,233.0$ 46,385,704.0$ 9,212,563.1$ 40,742,779.1$

1_/ EL PAGO DE CAPITAL DE CORTO PLAZO DE PIDIREGAS, SE ENCUENTRA AUTORIZADO EN EL PRESUPUESTO DE EGRESOS DE LA FEDERACION DEL AÑO 2004

27

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

Año que terminará el 31 de diciembre de

2004 $ 7,385,233 2005 7,029,910 2006 5,594,399 2007 4,334,105 2008 4,341,943 Años posteriores 25,085,347

$ 53,770,937 b. Al 31 de diciembre de 2003, los compromisos mínimos de pago por arrendamientos capitalizables y

PIDIREGAS son:

Arrendamiento de equipo y PIDIREGAS $ 75,600,260 Menos- Intereses no devengados (21,829,323) Valor presente de las obligaciones 53,770,937 Menos- Porción circulante de las obligaciones (7,385,233)

Porción a largo plazo de arrendamientos de equipo y PIDIREGAS $ 46,385,704

c. Durante los años terminados el 31 de diciembre de 2003 y 2002, las operaciones derivadas de los arrendamientos capitalizables que afectaron los resultados de CFE, fueron las que se muestran a continuación:

2003 2002 Intereses $ 1,015,814 $ 1,386,732 Fluctuaciones cambiarias 992,451 2,819,377 Comisiones y otros 418,267 538,611 $ 2,426,532 $ 4,744,720

d. Programa de certificados bursátiles- CFE obtuvo de la Comisión Nacional Bancaria y de Valores

autorización para llevar a cabo un Programa de Certificados Bursátiles, con objeto de refinanciar proyectos de Obra Pública Financiada a través de un mecanismo estructurado que prevé la bursatilización de derechos de créditos a cargo de CFE, mediante la cesión a un Fideicomiso de los derechos y obligaciones derivados tanto de un Contrato de Crédito, como de los Pagarés que documenten las disposiciones que CFE haga sobre el crédito otorgado. Dicho Fideicomiso sirve de vehículo para la bursatilización de los Derechos de Crédito a través de la Bolsa Mexicana de Valores. Para lo anterior, el 2 de octubre de 2003, CFE suscribió un contrato de crédito con ING BANK (MEXICO), S.A. INSTITUCION DE BANCA MULTIPLE, ING GRUPO FINANCIERO, hasta por la cantidad de $6,000 millones de pesos, y el 9 de diciembre de 2003 se firmó una enmienda al contrato,para ampliar su monto por hasta $8,000 millones de pesos.

28

Durante el ejercicio de 2003, se llevó a cabo la emisión de tres tramos con un monto de $ 6,000 millones de pesos: Los dos primeros tramos importaron $2,600 millones de pesos cada uno y se llevaron a cabo el 6 de octubre y el 7 de noviembre de 2003. El tercer tramo se realizó el 11 de diciembre de 2003 con importe de $800 millones de pesos. Por último, el cuarto tramo de la emisión se emitió el 5 de marzo de 2004 por $665 millones de pesos. El plazo de vigencia de todas estas operaciones es de 10 años aproximadamente y la Tasa de interés bruta anual correspondiente a Cetes a 182 días más 0.85 puntos porcentuales. Cabe señalar que para los cuatro tramos arriba indicados, la amortización será periódica 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 periodo de intereses de que se trate, con la Tasa de Interés Bruto Anual pagadera respecto de los Certificados Bursátiles por dicho período de intereses.

29

NOTA 11 - DEUDA DOCUMENTADA -

Los saldos de la deuda documentada al 31 de diciembre del 2003 y 2002 se integran como sigue:

DEUDA EXTERNA -2 0 0 3 2 0 0 2

Moneda Moneda Moneda extranjera Moneda extranjera

Deuda externa Tipo de crédito Tasa de interés ponderada Vencimientos nacional (miles) nacional (miles)

EN DÓLARES AMERICANOS: al tipo de cambiopor dólar de $11.2360 a dic 2003 y de Inversión-créditos conjuntos Fija del 1.260% al 8.6905% Varios hasta 2011 1,867,412$ 166,199 2,166,980$ 202,095 $ 10.3125 para 2002

Inversión-otros organismos Fija del 1.25% al 2.00% Varios hasta 2032 2,913,643 259,313 2,945,965 274,744 internacionales

Inversión-crédito comprador Fija del 1.205% al 8.730% Varios hasta 2014 8,752,111 778,935 4,245,905 395,978 Instituciones Financieras

Inversión-créditos proveedores Fija del 5.50% al 5.50% Varios hasta 2004 26,317 2,342 78,705 7,340

Otras instituciones financieras Fija del 2.14% a 8.42% Varios hasta 2002 - - 7,699 718 ------------------------ ------------------------ ----------------------------- ------------------------

SUMAN DÓLARES AMERICANOS: 13,559,483$ 1,206,789 9,445,254$ 880,875 ============= ============== ================ ==============

EN EUROS : al tipo de cambio por Inversión-créditos comprador- Fija del 4.582% Varios hasta 2008 142,922$ 10,091 13,286$ 1,181 Euros de $14.1630 a dic 2003 y de $ 10.8188 para 2002 Inversión-créditos conjuntos Fija del 2.00% 116,246 8,208 62,995 5,600

Inversión-otros organismos 33,447 2,362 96,641 8,591 internacionales ------------------- ------------------ ------------------------- ------------------------

SUMA EUROS 292,615$ 20,661 172,922$ 15,372 =========== ========== ================ ==============

EN FRANCOS SUIZOS: al tipo de cambio por Inversión-crédito comprador Fija del 1.9218% Varios hasta 2009 367,442$ 40,452 208,298$ 26,864 Franco Suizo de $ 9.0833 a dic 2003 y de $ 7.4572 para 2002 Inversión-créditos conjuntos Fija del 0.645% al 5.596% Varios hasta 2014 1,678,340 184,772 1,577,793 203,488

------------------------ ------------------------ ---------------------- ------------------------2,045,782$ 225,224 1,786,091$ 230,352

============= ============== ============= ==============

EN YENES JAPONESES: al tipo de cambio porYen Japonés de $ 0.1048 a dic 2003 y de Inversión-créditos conjuntos Fija del 5.50% Varios hasta 2010 851,844$ 8,128,284 684,235$ 7,572,689 $ 0.0869 para 2002

Inversión-créditos proveedores Fija del 2.5% Varios hasta 2003 - - 25,861 286,212 ------------------------ ------------------------ ---------------------- ------------------------

851,844$ 8,128,284 710,096$ 7,858,901 ------------------- ------------------ ---------------------- ---------------------

Bono 3.83% Varios hasta 2032 3,353,600 32,000,000 2,891,379 32,000,000

Bienes recibidos por instrumentos (325,790) (1,923)financieros, neto ( Nota 11b ) -------------------- ------------------ ---------------------- ---------------------

3,027,810 32,000,000 2,889,456 32,000,000 ------------------- ------------------ ---------------------- ---------------------

SUMAN YENES JAPONESES: 3,879,654$ 40,128,284 3,599,552$ 39,858,901

--------------------- --------------------- TOTAL DEUDA EXTERNA 19,777,534$ 15,003,819$

============= ============

30

DEUDA INTERNA - 2 0 0 3Moneda Moneda

Moneda extranjera Moneda extranjeraDeuda interna Tipo de crédito Tasa de interés ponderada Vencimientos nacional (miles) nacional (miles)

EN DÓLARES AMERICANOS: al tipo de cambio NAFIN - otros organismos interna- Costo empréstitos anual BID Varios hasta 2012 2,460,780$ 219,009 2,593,607 241,883 por dólar de $11.2360 a dic 2003 y de cionales 10%.$ 10.3125 para 2002

NAFIN - BIRF Fija del 7.10% Varios hasta 2007 2,767,203$ 246,280 3,453,850 322,110

Inversión - Créditos proveedores Fija del 2.4563% Varios hasta 2004 1,801$ 160 3,440 321

Financieras - Créditos revolventes 30,776$ 2,739 137,383 12,812

SUMAN DÓLARES AMERICANOS: 5,260,560$ 468,188$ 6,188,280$ 577,126$ ============= ============== ============= ==============

MONEDA NACIONAL Financieros - Emisión de valores 504,720$ 490,629$

============= ============= TOTAL DEUDA INTERNA 5,765,280$ 6,678,909$

============= =============

Resumen

Total deuda externa 19,777,534$ 15,003,819$

Total deuda interna 5,765,280$ 6,678,909$ -------------------- ----------------------

Total deuda documentada 25,542,814 21,682,728$ ============= =============

Total a corto plazo 3,462,798$ 3,358,853

Total a largo plazo 22,080,016$ 18,323,875 ------------------------ ----------------------

Total del corto y largo plazo 25,542,814$ 21,682,728$ ============= ==============

2 0 0 2

31

En los contratos de préstamos se establecen obligaciones de hacer y no hacer para los acreditados siendo las más importantes, las siguientes: − Entregar la información que le solicite la “Acreditante” para el seguimiento y supervisión del crédito. − Entregar estados financieros internos por trimestre calendario, debidamente firmados que incluyen

relaciones analíticas de sus principales cuentas colectivas. − Entregar estados financieros dictaminados anualmente de los que generen durante la vigencia de los

créditos, incluyendo texto del dictamen y notas aclaratorias. Todas estas obligaciones, han sido cumplidas al 31 de diciembre de 2003, adicionalmente, los contratos de créditos no establecen restricciones sobre la estructura financiera del Organismo. a. El pasivo a largo plazo por deuda documentada, vence como sigue:

Año que terminará el 31 de diciembre de:

2005 $ 4,383,238 2006 5,653,794 2007 1,817,329 2008 1,446,546 2009 1,319,171 2010 1,191,607 Años posteriores 6,268,331

$ 22,080,016

b. El 17 de septiembre de 2002, CFE colocó en el mercado japonés un bono por un monto de 32 mil

millones de yenes japoneses a una tasa de interés de 3.83% anual y vencimiento en septiembre de 2032. De manera simultánea, CFE realizó una operación de cobertura por la cual recibió un monto de $269,474,000 dólares estadounidenses, 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 estadounidenses. La operación de cobertura consistió en una serie de Forwars de divisa que permitieron fijar el tipo de cambio yen/dólar, durante el plazo establecido de la operación en 54.0157 yenes por dólar estadounidenses. Como resultado de la operación de cobertura, CFE paga una tasa de interés equivalente al 8.42% anual en dólares. El efecto de los Forwars de divisa se registra en el costo integral de financiamiento, una ganancia (pérdida) en dicho costo compensa una perdida (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 estadounidenses establecidos en el contrato del instrumento financiero. El resultado de la transacción con la institución con la cual se contrató el instrumento financiero es como sigue:

Moneda Tipo de cambio Nacional Bienes a recibir (activo) 32,000,000,000

yenes 0.10480 $ 3,353,600 Bienes a entregar (pasivo) 269,474,000

dólares estadounidenses 11.2360 3,027,810

Bienes a recibir, neto $ 325,790

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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 dólares estadounidenses equivalentes a 612,800,000 yenes japoneses, por lo que la suma total que la CFE está obligada a entregar en los próximos 30 años es de $680,691,324 dólares estadounidenses y el monto total que recibirá será de 36,768,000,000 yenes japoneses. Adicionalmente, al término del contrato de cobertura, las partes celebraron un contrato de opción de tipo europeo, por lo cual, en caso de que la contraparte decida ejercer la opción, la CFE se obliga a venderle 32,000,000,000 de yenes japoneses a cambio de $1,151,079,000 dólares estadounidenses, a un precio de ejercicio de 27.8 yenes japoneses por dólar estadounidenses. En caso de que la CFE decidiera cancelar en forma anticipada la cobertura (“forward” de divisa), se originaría una pérdida que estimada al 31 de diciembre de 2003 ascendería a la cantidad de 25.2 millones de dólares estadounidenses, aproximadamente. La pérdida fue estimada por de J. Aron & Company, tomando como base el valor razonable de la cobertura a la fecha de la estimación.

12. Obligaciones laborales al retiro El Organismo determina su pasivo y el costo anual de prima de antigüedad y jubilaciones con base al estudio actuarial llevado a cabo por actuario independiente conforme a las bases definidas en los planes, utilizando el método de crédito unitario proyectado. Los principales conceptos que se derivan del estudio actuarial para cuantificar los pasivos laborales de CFE para 2003, se analizan a continuación:

Jubilaciones

Primas de antigüedad y otras compensaciones Total

Obligaciones por beneficios proyectados

$ 130,568,340 $ 23,872,860 $ 154,441,200

Obligaciones por beneficios actuales $ 120,531,260 $ 21,523,320 $ 142,054,580 Menos- Activos del plan de beneficios (2,238,674) - (2,238,674) Pasivo neto actual 118,292,586 21,523,320 139,815,906

(8,878,320) - (8,878,320)

$ 109,414,266 $ 21,523,320 $ 130,937,586

Costo laboral del año $ 12,674,000 $ 3,465,980 $ 16,139,980

El período de amortización de las partidas pendientes de amortizar es de:

Años remanentes

Concepto Jubilaciones

Primas de antigüedad y otras

compensaciones Servicios pasados y modificaciones al plan 12.64 - Pasivo de transición 10.41 6.55 Variaciones en supuestos 12.02 8.16

33

Activo intangible pendiente de amortizar

El costo neto del período se integra por:

Costo de servicios del año $ 5,760,260 Amortización de servicios pasados 312,140 Amortización de pasivo de transición 1,927,250 Amortización de variaciones en supuestos 3,366,480 Costo financiero del año 4,881,040 Menos – Rendimiento de los activos del fondo (107,190)

Costo neto del período $ 16,139,980 Las tasas anuales en términos reales utilizadas en el cálculo de las obligaciones por beneficios proyectados y rendimientos de activos del plan, fueron:

Tasa de descuento 3.50% Tasa de incremento al salario 1.5% Tasa estimada a largo plazo de los rendimientos de los activos

del plan 4.0% Tasa de inflación anual 3.98%

El estudio actuarial realizado por perito independiente que se utilizó para cuantificar los pasivos laborales de CFE para 2002, reporta la siguiente información relevante:

Valores expresados en pesos de cierre de 2003

Jubilaciones Primas de antigüedad y otras compensaciones Total

$ 119,237,214 $ 23,039,279 $ 142,276,493

Obligaciones por beneficios actuales $ 109,522,049 $ 20,675,498 $ 130,197,547 Menos- Activos del plan de beneficios (2,034,820) (2,034,820) Pasivo neto actual 107,487,229 20,675,498 128,162,727 Activo intangible pendiente de

amortizar (10,789,620) (328,088) (11,117,708) $ 96,697,609 $ 20,347,410 $ 117,045,019 Costo laboral del año $ 9,946,558 $ 3,311,495 $ 13,258,053

Las tasas anuales en términos reales utilizadas en el cálculo de las obligaciones por beneficios proyectados y rendimientos de activos del plan para 2003 fueron:

Tasa de descuento 3.0% Tasa de incremento al salario 1.5% Tasa estimada a largo plazo de los rendimientos de los activos del

plan 4.0% Tasa de inflación anual 5.7%

Los incrementos a esta reserva que fueron capitalizados a obras en proceso por el personal permanente que labora en las áreas de construcción fue de $1,462,246 y $574,937 en 2003 y 2002, respectivamente (Nota 8). Al 31 de diciembre de 2003 y 2002 los activos del plan de beneficios están representados por una inversión en valores de renta fija, que están asignados para financiar provisionalmente el pasivo laboral, en tanto se define una estrategia definitiva para obtener recursos adicionales para este propósito e iniciar a cubrir la insuficiencia de los activos del plan.

34

Obligaciones por beneficios proyectados

13. Transacciones con el Gobierno Federal Las transacciones celebradas con el Gobierno Federal durante los años terminados el 31 de diciembre de 2003 y 2002 y que no representan movimiento de flujo de efectivo, fueron las siguientes:

2003 2002 Aprovechamiento a cargo de CFE determinado mediante la

aplicación de una tasa del 9% sobre los activos fijos netos en operación del año anterior $ (44,763,953) $ (41,576,301)

Transferencias virtuales del Gobierno Federal para complementar tarifas deficitarias 57,774,741 44,181,223

Insuficiencia del aprovechamiento sobre las transferencias virtuales para complementar tarifas deficitarias $ 13,010,788 $ 2,604,922

14. Distribución del patrimonio actualizado De acuerdo con lo señalado en la Nota 2o, la actualización del patrimonio se distribuye entre cada uno de sus distintos componentes, según se muestra a continuación:

Valor nominal Actualización Total Patrimonio acumulado $ 31,397,208 $ 341,043,564 $ 372,440,772 Aportaciones recibidas 3,310,200 69,958 3,380,158 Pérdida neta del año (5,899,460) (124,680) (6,024,140) Insuficiencia en la actualización del

patrimonio - (3,719,942) (3,719,942) $ 28,807,948 $ 337,268,900 $ 366,076,848

15. Pérdida integral

La pérdida integral por los años terminados el 31 de diciembre de 2003 y 2002, se analiza como sigue:

2003 2002 Pérdida neta según estado de resultados $ (6,024,140) $ (5,735,005) (Insuficiencia) exceso en la actualización del patrimonio (3,517,017) 2,185,220 Corrección al registro de activos por revaluación (Nota 2p) 5,377,649 (5,531,855) Pasivo adicional de los planes de pensiones (3,034,067) (28,553,778) Insuficiencia del aprovechamiento sobre las transferencias

virtuales del Gobierno Federal (13,010,788) (2,604,922) $ (20,208,363) $ (40,240,340)

16. Otros gastos, neto Otros gastos, neto en 2003 y 2002, se integran como sigue:

2003 2002 Otros ingresos $ 7,981,805 $ 5,371,532 Otros gastos (9,157,472) (5,826,497) $ (1,175,667) $ (454,965)

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17. Impuesto sobre la renta sobre el remanente distribuible

Durante los ejercicios de 2003 y 2002, se causó ISR sobre el remanente distribuible por $800,785 y $576,987, respectivamente, mismos que fueron determinados con fundamento en los artículos 95 último párrafo de la Ley del Impuesto sobre la Renta. Este impuesto se presenta en el estado de resultados.

18. Posición en moneda extranjera Al 31 de diciembre de 2003 la CFE tenía activos y pasivos en monedas extranjeras (cifras expresadas en miles) como sigue:

Activos Efectivo e Pasivos inversiones

Arrendamiento de inmediata Deuda Deuda de equipo realización

Proveedores

Interna

externa

y PIDIREGAS

Porción corta

Dólares americanos 142,308 28,941 468,188 1,206,789 3,945,078 5,791,304

Euros - - - 20,661 48,112 68,773

Yenes japoneses 1,106,730 - - 40,128,284 8,887,004 50,122,018

Francos suizos - - - 225,224 - 225,224

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 2003”, como sigue:

2003

2002

Dólares americanos 11.2360 10.3125 Euros 14.1630 10.8188Yenes japoneses 0.1048 0.0869Francos suizos 9.0833 7.4572

Al 16 de marzo de 2004, la tendencia de los tipos de cambio continúa siendo desfavorable para el Organismo.

19. Contingencia El 16 de agosto de 2002, el Poder Ejecutivo envió a la Cámara de Senadores del Poder Legislativo Federal, las iniciativas de reformas constitucionales, y legales en materia de energía eléctrica. A la fecha de emisión de los estados financieros se encuentra en discusión, desconociéndose su posible impacto en las cifras que se presentan.

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20. Compromisos Contratos formalizados con productores independientes de energía - Al 31 de diciembre de 2003, se han firmado 21 contratos con inversionistas privados, denominados productores independientes de energia, 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 travésde 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 deincumplimiento de esta cláusula y conforme a la metodología de cálculo que en el mismo contrato seestablece. Conforme a lo indicado anteriormente, la información básica de las plantas de generación contratadas en estas condiciones, que originarán pagos futuros variables por concepto de compra de energía eléctrica, es la siguiente:

Vigencia del Capacidad de Fechas programadas contrato (en generación (en para su entrada en

Planta años) MW) operación comercial

CC Mérida III 25.5 484.0 9 de Junio 2000 Fase I y

14 de Octubre 2000 Fase II

CC Río Bravo II (Anáhuac) 25.0 495.0 18 de Enero 2002 CC Hermosillo 25.0 237.8 1 de Octubre 2001 CC Saltillo 25.0 247.5 19 de Noviembre 2001 CC Bajío (El Sauz) 25.0 495.0 9 de Marzo 2002 CC Bajío (generación complementaria) 5.0 80.0 9 de Marzo 2002 CC Tuxpan II 25.0 495.0 15 de Diciembre 2001 CC Monterrey III 25.0 449.0 27 de Marzo de 2002 CC Altamira II 25.0 495.0 1 de Mayo 2002 CC Campeche 25.0 252.4 28 de Mayo 2003 CC Naco – Nogales 25.0 258.0 4 de Octubre 2003 CC Mexicali 25.0 489.0 20 de Julio 2003 CC Chihuahua III 25.0 259.0 9 de Septiembre 2003 CC Tuxpan III y IV 25.0 983.0 23 de Mayo 2003 CC Altamira III y IV 25.0 1,036.0 24 de Diciembre 2003 CC Río Bravo III 25.0 495.0 1 de Abril 2004 CC Río Bravo IV 25.0 500.0 1 de Abril 2005 CC La Laguna II 25.0 498.0 22 de Abril 2005 CC Altamira V 25.0 1,121.0 1 de Noviembre 2006 CC Tuxpan V 25.0 479.0 1 de Septiembre 2006 CC Valladolid III 25.0 525.0 1 de Junio 2006

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 desde la etapa de las pruebas de arranque hasta el vencimiento de los contratos. Asimismo, se tienen las obligaciones derivadas de contratos celebrados de terceros propietarios de los gasoductos, denominados Ciudad PEMEX – Valladolid y Samalayuca, así como de la Terminal de Carbón dela 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.

37

De acuerdo con lo anterior, al 31 de diciembre de 2003, la CFE tiene un compromiso del orden de $134,736 millones, equivalente a 11,991 millones de dólares estadounidenses, 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 $57,862 millones equivalente a 5,150 millones de dólares americanos.

Fideicomisos y contratos de arrendamiento - A partir de 1996, CFE ha celebrado distintos contratos de fideicomiso con diversas instituciones financieras mexicanas que actúan como fiduciarias y con empresas del sector privado. En estos contratos de fideicomiso, dichas empresas privadas participan como constructoras de proyectos de inversión en centrales generadoras de energía, subestaciones eléctricas y líneas de transmisión de energía, , subestaciones eléctricas y líneas de transmisión de energia, dentro de la modalidad de Construcción Arrendamiento y Transferencia (“CAT”) a través de financiamientos que obtienen en el país y el extranjero para posteriormente, arrendarle al Organismo estos activos, mediante contratos de arrendamiento, cuyos activos serán propiedad de CFE al vencimiento de los mismos. 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 enque 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 havenido 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 periodo de construcción, son responsabilidad exclusiva del licitante ganador, por lo que la CFE queda desligada de cualquier responsabilidad o riesgo derivado de los mismos. Como resultado de lo indicado anteriormente, CFE tiene firmados al 31 de diciembre de 2003 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:

Monto estimado del contrato

expresado en miles de Proyecto Capacidad Dólares

estadounidenses Pesos

Fecha estimada de inicio de operación

L. T. 712 Red Asociada a CC Baja California Sur I 49.6 Km - c133.3 MVA 21,190

238,091

Febrero 2004

L. T. 607 Sistema Bajío Oriental 149.4 Km - c1,808.2 MVA 73,850

829,779

Febrero 2004

L. T. 407 Red Asociada a CC Altamira II, III y IV F 2 261.3 Km - c 44,860 504,047 Febrero 2004 L. T. 407 Red Asociada a CC Altamira II, III y IV F 3 291.0 Km - c 36,420 409,215 Marzo 2004 L. T. 509 Red Asociada a CC Río Bravo III F 2 251.5 Km - c 11,650 130,899 Mayo 2004 L. T. 707 Enlace Norte – Sur 443.9 Km - c 33,190 372,923 Mayo 2004 SE 413 Noroeste – Occidental (2ª Conv) 58.3 Km – c

1,100.0 MVA 56,280

632,362 Julio 2004

L. T. 502 Oriental Norte (2ª Conv) (DIST) 208.1 Km - c 14,610 164,158 Septiembre 2004 L. T. 711 Red Asociada a CC La Laguna II 59.8 Km - c 20,420 229,439 Septiembre 2004 L. T. 615 Subtransmisión Peninsular F 1 (DIST) 2C 0.8 Km - c

60.0 MVA 7,680

86,292 Octubre 2004

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