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COMISION FEDERAL DE ELECTRICIDAD ESTADOS FINANCIEROS

ORGANISMO PUBLICO DESCENTRALIZADO DEL GOBIERNO FEDERAL

ESTADOS FINANCIEROS DICTAMINADOS

31 DE DICIEMBRE DE 2006 Y 2005

Comisión Federal de Electricidad (Organismo Público Descentralizado del Gobierno Federal) Estados financieros por los años que terminaron el 31 de diciembre de 2006 y 2005, y Dictamen de los auditores independientes del 12 de marzo de 2007

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

Dictamen de los auditores independientes y estados financieros 2006 y 2005 Contenido Página Dictamen de los auditores independientes 1 Balances generales 3 Estados de resultados 4 Estados de variaciones en el patrimonio 5 Estados de cambios en la situación financiera 6 Notas a los estados financieros 8

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Balances generales Al 31 de diciembre de 2006 y 2005 (En miles de pesos de poder adquisitivo del 31 de diciembre de 2006)

Activo 2006 2005

Activo circulante:

Efectivo y equivalentes en efectivo (Nota 3) $ 18,137,476 $ 11,908,291 Cuentas y documentos por cobrar:

Consumidores y otros deudores - neto (Nota 4) 36,794,319 32,142,603 Luz y Fuerza del Centro (Nota 5) 3,871,031 4,576,989

40,665,350 36,719,592

Materiales para operación - neto (Nota 6) 18,940,718 18,259,813 Total del activo circulante 77,743,544 66,887,696

Préstamos a los trabajadores 2,982,283 2,951,527 Plantas, instalaciones y equipos - neto (Nota 7) 609,581,834 605,182,387 Instrumentos financieros (Nota 11) 5,621,361 6,055,128

Otros activos 6,361,494 5,807,768

Activo intangible derivado de la valuación actuarial de las obligaciones laborales (Nota 12) 15,272,590 5,718,083

Total $ 717,563,106 $ 692,602,589

Pasivo y patrimonio 2006 2005

Pasivo circulante:

Porción circulante de la deuda documentada (Nota 10) $ 3,244,007 $ 3,692,192 Porción circulante del arrendamiento de plantas, instalaciones,

equipos y PIDIREGAS (Nota 9) 6,888,468 7,422,675 Proveedores y contratistas 16,190,255 17,647,646 Impuestos y derechos por pagar (Nota 8) 1,999,271 2,143,275 Otras cuentas por pagar y pasivos acumulados 8,702,914 8,815,442 Depósitos de usuarios y contratistas 6,125,628 5,418,622

43,150,543 45,139,852

Total del pasivo circulante Deuda documentada (Nota 10) 21,657,462 22,896,087 Instrumentos financieros (Nota 11) 6,679,502 6,728,426 Arrendamiento de plantas, instalaciones, equipos y PIDIREGAS (Nota 9) 48,800,470 48,308,919

Otros pasivos a largo plazo 5,440,500 5,607,276 Obligaciones laborales al retiro (Nota 12) 208,730,909 188,694,357

Total del pasivo 334,459,386 317,374,917

Patrimonio (Nota 14): Patrimonio acumulado 381,357,139 368,476,481 Aportaciones recibidas 4,734,993 4,318,374 Utilidad neta del año 2,080,381 5,030,548 Insuficiencia en la actualización del patrimonio (5,068,793) (2,597,731)

Total del patrimonio 383,103,720 375,227,672

Total $ 717,563,106 $ 692,602,589

__________________________________ __________________________________ __________________________________ __________________________________ Ing. Alfredo Elías Ayub Lic. Francisco J. Santoyo Vargas C. P. Conrado Villalobos Díaz C. P. Oscar H. Lara Andrade

Director General Director de Finanzas Subdirector de Control Financiero Gerente de Contabilidad

Las notas adjuntas son parte de los estados financieros.

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Estados de resultados Por los años que terminaron al 31 de diciembre de 2006 y 2005 (En miles de pesos de poder adquisitivo del 31 de diciembre de 2006)

2006 2005

Ingresos por venta de energía $ 211,531,099 $ 190,735,152 Costos y gastos:

De explotación 158,928,278 154,624,803 Depreciación 22,558,599 22,698,132 Gastos administrativos 4,681,948 3,992,592 Costo actuarial del período de obligaciones laborales 22,521,927 19,550,989

208,690,752 200,866,516 Utilidad (pérdida) de operación 2,840,347 (10,131,364) Otros ingresos (gastos) – neto (Nota 16) 3,613,405 (1,486,327) Resultado integral de financiamiento:

Gasto por intereses a cargo – neto (4,622,431) (5,362,781) (Pérdida) utilidad cambiaria – neto (1,126,993) 3,625,580 Ganancia por posición monetaria 2,120,999 2,280,031

(3,628,425) 542,830 Impuesto sobre la renta sobre el remanente distribuible (Nota 17) (872,233) (819,586)

Utilidad (pérdida) antes de aprovechamiento y transferencias 1,953,094 (11,894,447) Aprovechamiento (Notas 2n y 13) (51,782,963) (52,531,542) Transferencias del Gobierno Federal para complementar tarifas

deficitarias (Notas 2n y 13) 51,910,250 69,879,995

Insuficiencia del aprovechamiento sobre las transferencias del Gobierno Federal para complementar tarifas deficitarias (Notas 2n y 13) 127,287 17,348,453

Utilidad antes de efecto acumulado al inicio del ejercicio por cambio en principio contable 2,080,381 5,454,006

Efecto acumulado al inicio del ejercicio por cambio en principio

contable - neto - (423,458)

Utilidad neta del año $ 2,080,381 $ 5,030,548

____________________________ ____________________________ Ing. Alfredo Elías Ayub Lic. Francisco J. Santoyo Vargas

Director General Director de Finanzas

____________________________ ____________________________ C.P. Conrado Villalobos Díaz C.P. Oscar H. Lara Andrade

Subdirector de Control Financiero Gerente de Contabilidad Las notas adjuntas son parte de los estados financieros.

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Estados de variaciones en el patrimonio Por los años que terminaron al 31 de diciembre de 2006 y 2005 (En miles de pesos de poder adquisitivo del 31 de diciembre de 2006)

Insuficiencia en la Utilidad actualización Patrimonio Aportaciones neta del Total acumulado recibidas del año patrimonio (Nota 14)

Saldos al 1 de enero de 2005 $ 395,448,195 $ 3,665,183 $ (8,938,944) $ (4,025,482) $ 386,148,952

Traspaso de saldos del año anterior, aprobado por el Órgano de

Gobierno (5,273,761) (3,665,183) 8,938,944 - - Aportaciones recibidas durante 2005 de Gobiernos Estatales y

Municipales y otros - 4,318,374 - - 4,318,374 Pérdida integral (21,697,953) - 5,030,548 1,427,751 (15,239,654)

Saldos al 31 de diciembre de 2005 368,476,481 4,318,374 5,030,548 (2,597,731) 375,227,672

Traspaso de saldos del año anterior, aprobado por el Órgano de

Gobierno 9,348,922 (4,318,374) (5,030,548) - - Aportaciones recibidas durante 2006 de Gobiernos Estatales y

Municipales y otros - 4,734,993 - - 4,734,993 Utilidad integral 3,531,736 - 2,080,381 (2,471,062) 3,141,055

Saldos al 31 de diciembre de 2006 $ 381,357,139 $ 4,734,993 $ 2,080,381 $ (5,068,793) $ 383,103,720 __________________________________ __________________________________ __________________________________ __________________________________

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

Las notas adjuntas son parte de los estados financieros.

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Estados de cambios en la situación financiera Por los años que terminaron el 31 de diciembre de 2006 y 2005 (En miles de pesos de poder adquisitivo del 31 de diciembre de 2006) 2006 2005 Operación:

Utilidad antes de efecto acumulado al inicio del ejercicio por cambio en principio contable - neto $ 2,080,381 $ 5,454,006

Más (menos) partidas que no requirieron (generaron) la utilización de recursos:

Depreciación 22,558,599 22,698,132 Costo actuarial del período de obligaciones laborales- neto 22,521,927 19,550,989 Otros pasivos a largo plazo (166,776) (80,820) Insuficiencia del aprovechamiento sobre las transferencias

virtuales del Gobierno Federal para complementar tarifas deficitarias (Nota 13) (127,287) (10,664,813)

46,866,844 36,957,494 Cambios en activos y pasivos de operación:

(Aumento) disminución en: Consumidores y otros deudores- neto (4,651,716) (6,162,958) Luz y Fuerza del Centro 705,958 (2,931,232) Materiales para operación- neto (680,905) (137,334)

Aumento (disminución) en: Proveedores y contratistas (1,457,391) 4,676,419 Impuestos y derechos por pagar (144,004) (75,837) Otras cuentas por pagar y pasivos acumulados (112,528) 1,255,260 Depósitos de consumidores 707,006 396,363 Obligaciones laborales al retiro- neto (10,851,921) (8,672,308) Transferencias en efectivo del Gobierno Federal para

complementar tarifas deficitarias (Nota 13) - (6,683,640) (16,485,501) (18,335,267)

Recursos generados por la operación antes de efecto acumulado al inicio del ejercicio por cambio en principio contable 30,381,343 18,622,227

Efecto acumulado al inicio del ejercicio por cambio en principio

contable - (423,458)

Recursos generados por la operación 30,381,343 18,198,769 Financiamiento:

Deuda documentada (1,686,810) (1,390,618) Instrumentos financieros (48,924) 6,728,426 Deuda por arrendamiento de plantas, instalaciones y equipos y

PIDIREGAS- neto (42,656) (2,523,384) Aportaciones recibidas 4,734,993 4,318,374

Recursos generados por actividades de financiamiento 2,956,603 7,132,798

(Continua)

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2006 2005 Inversión:

Adiciones de plantas, instalaciones y equipos, menos valor neto de retiros (26,958,046) (16,325,049)

Otros activos (553,726) (1,096,799) Instrumentos financieros 433,767 (5,962,052) Préstamos a los trabajadores a largo plazo (30,756) (157,353)

Recursos utilizados en actividades de inversión (27,108,761) (23,541,253)

Efectivo y equivalentes de efectivo: Aumento 6,229,185 1,790,314 Saldo al inicio del año 11,908,291 10,117,977

Saldo al final del año $ 18,137,476 $ 11,908,291

(Concluye)

____________________________ ____________________________ Ing. Alfredo Elías Ayub Lic. Francisco J. Santoyo Vargas

Director General Director de Finanzas

____________________________ ____________________________ C.P. Conrado Villalobos Díaz C.P. Oscar H. Lara Andrade

Subdirector de Control Financiero Gerente de Contabilidad Las notas adjuntas son parte de los estados financieros.

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Notas a los estados financieros Por los años que terminaron al 31 de diciembre de 2006 y 2005 (En miles de pesos de poder adquisitivo del 31 de diciembre de 2006) 1. 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. 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 Subsecretaría de Ingresos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (“SHCP”).

2. Resumen de las principales políticas contables Nuevas Normas de Información Financiera - A partir del 1 de junio de 2004, la función y responsabilidad de la emisión de las normas de información financiera (“NIF”), corresponde al Consejo Mexicano para la Investigación y Desarrollo de Normas de Información Financiera, A. C. (“CINIF”) (que son diferentes a las normas de información financiera emitidas por la SHCP y SFP “NIFG”). El CINIF decidió renombrar los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados que anteriormente emita el Instituto Mexicano de Contadores Públicos, A. C. (“IMCP”) como NIF. Al 31 de diciembre de 2005 se habían emitido ocho NIF de la serie NIF A (de la NIF A-1 a la NIF A-8) que constituyen el Marco Conceptual destinado a servir como sustento racional para el desarrollo de dichas normas, y como en la solución de los problemas que surgen en la práctica contable y la NIF B-1, Cambios contables y correcciones de errores, que entraron en vigor a partir del 1 de enero de 2006. La aplicación de las nuevas NIF no provocó modificaciones significativas en los estados financieros adjuntos ni en sus revelaciones. Los estados financieros adjuntos cumplen con las NIF. Su preparación requiere 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. Sin embargo los resultados reales puedan diferir de dichas estimaciones, la administración del Organismo, aplicando el juicio profesional considera que las estimaciones y supuestos utilizados fueron los adecuados en las circunstancias.

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Las principales políticas contables seguidas por el Organismo, son las siguientes: a. Cambio en políticas contables - A partir del 1 de enero de 2005 el Organismo adoptó las

disposiciones del Boletín C-10 “Instrumentos financieros derivados y operaciones de cobertura” (“C-10”). El Organismo reconoció el valor razonable de los instrumentos financieros designados como cobertura de flujo de efectivo. El efecto al inicio del ejercicio 2005 representó el registro de un activo por instrumentos financieros derivados con importe de $239,406 con crédito a la pérdida integral dentro del patrimonio, por el mismo importe. Al 31 de diciembre de 2005, los instrumentos financieros aumentaron su valor razonable a $101,716, por lo tanto, el efecto reconocido en la pérdida integral dentro del patrimonio, representó un aumento acumulado de $341,122. Así mismo el efecto por derivados clasificados de negociación representó el reconocimiento de un pasivo por $423,458 con cargo a los resultados del periodo como efecto acumulado por cambio en principio de contabilidad, mismo que se presenta en el penúltimo renglón de dicho estado antes de la utilidad neta del ejercicio. Al 31 de diciembre de 2005, se tiene un pasivo por $801,985 y un cargo a resultados por efecto acumulado al inicio del ejercicio por cambio en NIF por $423,458 y un efecto en el ejercicio por $378,527 en el rubro del gasto por intereses en el resultado integral de financiamiento.

b. Reconocimiento de los efectos de la inflación - El Organismo reconoce los efectos de la inflación

actualizando sus estados financieros en términos de pesos de poder adquisitivo de la fecha del último balance general que se presenta. En consecuencia, los estados financieros del año anterior que se presentan para fines comparativos, también han sido actualizados en términos del mismo poder adquisitivo y sus cifras difieren de las originalmente presentadas. El reconocimiento de los efectos de la inflación resulta principalmente, en ganancias o pérdidas por inflación sobre partidas no monetarias y monetarias, que se presentan en los estados financieros bajo ciertos rubros.

c. Efectivo y equivalentes en efectivo - Consisten principalmente en depósitos bancarios en cuentas de

cheques e inversiones diarias de excedentes de efectivo con disponibilidad inmediata. Se valúan a su valor nominal y los rendimientos que se generan se reconocen en los resultados conforme se devengan.

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 Índice Nacional de Precios al Consumidor (“INPC“).

e. Plantas, instalaciones y equipo - 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 1 de enero de 1997, dichos activos, así como los adquiridos a partir de esa fecha, se actualizan por el método de ajuste al costo histórico por cambios en el nivel general de precios, aplicando 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.

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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.

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 su eventual disposición. El deterioro se registra si el valor en libros excede al mayor de los valores antes mencionados. Los indicios de deterioro que se consideran para estos efectos, son entre otros, las pérdidas de operación o flujos de efectivo negativos en el periodo si es que están combinados con un historial o proyección de pérdidas, que en términos porcentuales, en relación con los ingresos, sean substancialmente superiores a las de ejercicios anteriores, efectos de obsolescencia, competencia y otros factores económicos y legales.

g. 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 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”) (NIF 009 B) emitida conjuntamente por la SHCP y SFP. 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. Las NIF 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 el reconocimiento de un pasivo por $47,783,822 y $46,995,703 al 31 de diciembre de 2006 y 2005 respectivamente, y un incremento en plantas, instalaciones y equipo por un monto similar a esas mismas fechas. Por separado se han preparado y emitido estados financieros para ser utilizados en la reformulación e integración de la Cuenta de la Hacienda Pública Federal, dando cumplimiento a la NIF 009 B.

h. Instrumentos financieros derivados - El Organismo valúa todos los derivados en el balance general a

valor razonable o valor de mercado (“mark to market”), sin importar la intención de su tenencia. 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.

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Los derivados designados de 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 valúan contra resultados, o (2) si son de flujo de efectivo se reconocen temporalmente en la utilidad 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. Ciertos instrumentos financieros derivados, aunque son contratados con fines de cobertura desde una perspectiva económica, no se han designado como cobertura para efectos contables sino de especulación. La fluctuación en el valor razonable de esos derivados se reconoce en resultados en el resultado integral de financiamiento. A partir del 1 de enero de 2005, los instrumentos derivados de cobertura se registran como un activo o pasivo sin compensarlos con la partida cubierta; la norma aplicable hasta 2004 establecía su compensación.

i. 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 periodo de vida útil remanente de la central. Al 31 de diciembre de 2006 el importe del pasivo total a valor presente, asciende a $5,440,500 miles de pesos, y se han provisionado 121 millones de dólares americanos, equivalentes a $1,326,997 miles de pesos, con cargo a resultados; el activo a valor presente se muestra en el balance general como activo intangible por $4,113,503 miles de pesos en otros activos.

j. Obligaciones laborales al retiro - El pasivo por primas de antigüedad, pensiones e indemnizaciones por terminación de la relación laboral se registra conforme se devenga, el cual se calcula por actuarios independientes con base en el método de crédito unitario proyectado utilizando tasas de interés reales. Por lo tanto, se está reconociendo el pasivo que a valor presente, se estima cubrirá la obligación por estos beneficios a la fecha estimada de retiro del conjunto de empleados que labora en el Organismo. A partir del 1 de enero de 2005 entró en vigor la modificación al Boletín D-3 “Obligaciones Laborales” (“D-3”) relativa al reconocimiento del pasivo por indemnizaciones por terminación de la relación laboral por causas distintas de reestructuración, las cuales se registran conforme al método de crédito unitario proyectado, con base en cálculos efectuados por actuarios independientes. El D-3 permite la opción de reconocer en forma inmediata los resultados del ejercicio el activo o pasivo de transición que resulte, o su amortización de acuerdo a la vida laboral remanente promedio de los trabajadores. A este respecto, desde 1993, la CFE incluye en sus cálculos actuariales el concepto de las indemnizaciones, derivado de sus compromisos contractuales y por lo tanto, la adopción de dicho boletín no produjo efectos de reconocimiento adicionales en el balance general y el estado de resultados, y únicamente adecuó las revelaciones requeridas por dicho Boletín.

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

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. El aprovechamiento se determina anualmente en función de la tasa de rentabilidad establecida para las entidades paraestatales en cada ejercicio; para 2006 y 2005, 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 2006, CFE registró únicamente transferencias de carácter virtual. Estas transferencias se acreditan en 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.

o. 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, para presentar las cifras en pesos de poder adquisitivo equivalentes al cierre de 2006, utilizando los factores de inflación derivados del INPC.

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p. Insuficiencia en la actualización del patrimonio - Representa 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. Los efectos registrados en esta cuenta durante los años de 2006 y 2005 representan el (decremento) 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 activos conforme al INPC. A partir de 2002, CFE ha realizado una revisión de los valores actualizados de sus plantas, instalaciones y equipos principalmente. Asimismo, en 2004 se estableció el inicio de un programa de inventarios físicos de activo fijo a nivel país en el área de distribución. Como resultado de las revisiones y de este programa se han originado ajustes que han incrementado el patrimonio y se han registrado como parte de los resultados del ejercicio. Dado que el efecto de estos ajustes no son relevantes, el Organismo los registró como efecto del año.

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

r. Utilidad (pérdida) integral - La utilidad (pérdida) integral que se presenta en el estado de variaciones en el patrimonio adjunto, se integra por la utilidad neta 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 15).

s. Resultado por posición monetaria - Representa la erosión que del poder adquisitivo de las partidas monetarias originadas por la inflación, se determina aplicando factores derivados del INPC a la posición monetaria neta mensual. La ganancia se origina de mantener una posición monetaria pasiva neta.

t. 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.

u. Reclasificaciones - Los estados financieros por el año que terminó el 31 de diciembre de 2005, han sido reclasificados en ciertos rubros para conformar su presentación con la utilizada en 2006.

3. Efectivo y equivalentes en efectivo Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el efectivo y equivalentes en efectivo se integran como sigue:

2006 2005 Efectivo en caja y bancos $ 10,628,572 $ 7,446,816 Inversiones temporales 7,508,904 4,461,475 $ 18,137,476 $ 11,908,291

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4. Consumidores y otros deudores Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, estas cuentas y documentos por cobrar se integran como sigue:

2006 2005 Consumidores público $ 16,904,816 $ 15,209,290 Consumidores gobierno 3,525,724 2,628,935 Energía vendida en proceso de facturación 8,497,675 8,129,616 28,928,215 25,967,841 Estimación para cuentas de cobro dudoso (1,062,861) (926,770) 27,865,354 25,041,071 Otros deudores 4,907,101 3,957,600 Impuesto al valor agregado por acreditar 4,021,864 3,143,932 $ 36,794,319 $ 32,142,603

5. Luz y Fuerza del Centro ("LFC") Los saldos de la cuenta por cobrar a LFC al 31 de diciembre de 2006 y 2005, por $3,871,031 y $4,576,989 respectivamente, se derivan de las operaciones realizadas entre dicho organismo y CFE, de acuerdo con el convenio de compra y venta de energía celebrada. Durante los años terminados al 31 de diciembre de 2006 y 2005, las operaciones que afectaron los resultados de CFE fueron las que se muestran a continuación, y los ingresos se encuentran registrados en el rubro de “ingresos por venta de energía” y los costos en “costo de explotación”:

2006 2005 Ingresos por venta de energía a LFC $ 45,172,344 $ 39,954,536 Costos y gastos de explotación - Compras de energía a LFC $ 1,425,956 $ 894,102

6. Materiales para operación Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, los materiales para operación, se integran como sigue:

2006 2005 Refacciones y equipo $ 12,499,392 $ 12,597,247 Combustibles y lubricantes 5,552,379 4,726,154 Combustible nuclear 1,143,215 1,188,023 19,194,986 18,511,424 Estimación para obsolescencia (254,268) (251,611) $ 18,940,718 $ 18,259,813

7. Plantas, instalaciones y equipos Los saldos de plantas, instalaciones y equipos al 31 de diciembre de 2006 y 2005, se integran como sigue:

2006 2005 Plantas, instalaciones y equipos en operación, neto $ 587,224,608 $ 584,804,897 Obras en proceso 16,887,085 15,769,066 Materiales para construcción 4,036,080 3,116,235 608,147,773 603,690,198 Activo fijo para venta 1,434,061 1,492,189 $ 609,581,834 $ 605,182,387

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Plantas, instalaciones y equipos en operación - Los saldos de las plantas, instalaciones y equipo al 31 de diciembre de 2006 y 2005, que incluyen los equipos en arrendamiento, se integran como sigue:

2006 2005

Plantas: Vapor $ 239,299,856 $ 252,533,361 Hidroeléctricas 145,651,247 153,488,708 Nucleoeléctrica 81,512,757 69,906,296 Turbogas y ciclo combinado 41,991,777 33,070,781 Geotérmicas 18,492,010 15,948,290 Combustión interna 6,284,228 4,639,959 Instalaciones no convencionales 91,905 88,302

Líneas de transmisión y subestaciones de transformación 286,426,761 282,000,998 Redes de distribución 118,055,095 111,025,944 Terrenos en proceso de regularización 384,525 358,910 Edificios administrativos y otros 76,310,789 73,794,884 1,014,500,950 996,856,433

Depreciación acumulada (427,276,342) (412,051,536) $ 587,224,608 $ 584,804,897

Durante 2005 la CFE registró la baja de 10 centrales termoeléctricas del programa de retiros de centrales generadoras con una capacidad de 1,153.45 Mega Watts (“MW”), las cuales están siendo retiradas gradualmente de la reserva fría, debido a la antigüedad e ineficiencia en su operación. El valor neto de estas centrales asciende a $2,573,215 y afectó los costos del periodo correspondiente. Por otra parte, se están llevando a cabo las negociaciones correspondientes para que se realice la operación de venta a la Comisión Nacional del Agua (“CNA”) de los terrenos, vasos y conducciones de las presas que constituyen el sistema Hidroeléctrico Miguel Alemán, que desde 1983 la CFE hizo la entrega provisional y actualmente administra la CNA. El valor neto de dichos activos se presenta como activos fijos para su venta. 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 2006 y 2005, las erogaciones por este concepto fueron suficientes. Obras en proceso - Los saldos de obras en proceso al 31 de diciembre de 2006 y 2005, se integran como sigue:

2006 2005

Planta: Vapor $ 353,877 $ 113,651 Hidroeléctricas 2,947,436 3,027,127 Geotérmicas 496,467 1,078,518 Combustión interna 55,321 56,284 Nucleoeléctrica 143,958 77,483 Turbogas y ciclo combinado 1,286,502 1,338,264

Líneas de redes y subestaciones 9,751,818 8,071,427 Oficinas e instalaciones generales 864,428 1,171,845 Anticipos para construcción 987,278 834,467 Total $ 16,887,085 $ 15,769,066

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Durante los años terminados al 31 de diciembre de 2006 y 2005, las partidas capitalizadas en obras en proceso de acuerdo con la política descrita en la Nota 2e, ascendieron a $2,260,552 y $2,768,870 respectivamente $440,717 y $921,694 de gastos administrativos, $108,836 y $89,807 de depreciación y $1,710,999 y $1,757,369 de incremento a la reserva de jubilación y primas de antigüedad al 31 de diciembre de 2006 y 2005. Materiales para construcción: Los saldos de materiales para construcción al 31 de diciembre de 2006 y 2005, se integran como sigue:

2006 2005 Refacciones y equipo $ 4,033,189 $ 3,105,754 Materiales en poder de terceros 2,742 10,326 Equipo en tránsito 149 155 $ 4,036,080 $ 3,116,235

8. Impuestos y derechos por pagar Los impuestos y derechos por pagar al 31 de diciembre de 2006 y 2005, se integran como sigue:

2006 2005 A cargo de CFE:

Impuesto Sobre la Renta “ISR” sobre remanente distribuible $ 852,007 $ 803,855 ISR a pagar por cuenta de terceros 161,991 359,143 Cuotas al Instituto Mexicano del Seguro Social (incluye

Seguro de Retiro) 341,979 325,254 Derechos sobre uso y aprovechamiento de aguas nacionales 242,883 282,342 Impuesto sobre nóminas 20,638 20,507 Aportaciones al Instituto del Fondo Nacional de la Vivienda

para los Trabajadores 8,368 7,894 Subtotal 1,627,866 1,798,995

Retenidos por CFE: ISR retenido de los empleados 247,447 242,027 Impuestos al valor agregado retenido 84,888 68,636 ISR intereses en el extranjero 15,504 16,684 ISR por pagar a residentes en el extranjero 847 1,813 Cinco al millar a contratistas 14,983 8,588 ISR por honorarios y arrendamientos 6,652 5,396 Dos al millar a contratistas 1,074 1,129 Otros 10 7

Subtotal 371,405 344,280 Total $ 1,999,271 $ 2,143,275

9. 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”, de las NIF y PIDIREGAS (Nota 2g) al 31 de diciembre de 2006 y 2005, se integran como se muestra en las páginas siguientes:

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

Tipo de activo Valor del equipo utilizadas Intereses Principal Pagos hasta Dic. 2006 contrato Corto Plazo Largo Plazo Corto Plazo Largo Plazo Corto Plazo Largo Plazo Corto Plazo Largo Plazo DEUDA EXTERNA -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 28,473$ 384,382$ 1,988 26,833 26,283$ 381,102$ 1,988 28,821 2 Unidades integrales termoeléctricas $1,081.2 millones 2021con capacidad de 350 MW cada una (75.48 millones de euros)para la C. T. TUXPAN Unidades 3 y 4

Intereses$191.4 millones(13.36 millones de euros)

Honorarios fiduciarios Honorarios fiduciarios$202.7 millones $94.88 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 11,647 186,356 1,070 17,127 12,005 204,072 1,071 18,197 con capacidad de 160 MW cada estadounidenses estadounidenses estadounidenses $3,814.2 millones 2013una para la C. T. TOPOLOBAMPO II (350.54 millones deUnidades 1 y 2 dólares estadounidenses)

Intereses$2,428.0 millones(223.14 millones de dólaresestadounidenses)

Honorarios fiduciarios Honorarios fiduciarios$2,095.0 millones $955.97 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 175,500 93,707 16,129 8,612 487,575 277,459 43,477 24,741 con capacidad de 211 MW cada una estadounidenses estadounidenses estadounidenses $4,877.5 millones 2008para la C. H. HUITES (448.26 millones de dólares

estadounidenses)

Intereses $3,106.9 millones(285.54 millones de dólaresestadounidenses)

2 Unidades integrales termoeléctricas 771.26 millones de dólares Variable y 8.41% 372.5 millones de dólares 771.26 millones de dólares Principal Hasta el año - - - - 400,448 - 35,708 - con capacidad de 350 MW cada una estadounidenses estadounidenses estadounidenses $8,392.0 millones 2006para la C. T. TUXPAN Unidades 5 y 6 (771.26 millones de dólares

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 18,199 302,285 1,673 27,781 48,953 330,308 4,365 29,454 con capacidad de 100 MW cada una estadounidenses estadounidenses estadounidenses $2,273.5 millones 2026para el C. H. TEMASCAL II (208.94 millones de dólaresUnidades 5 y 6 estadounidenses)

Intereses $1,151.6 millones(105.84 millones de dólaresestadounidenses)


Línea de Transmisión 50.63 millones de dólares 8.9% 23.6 millones de dólares 50.63 millones de dólares Principal Hasta el año 33,530 33,530 3,082 3,082 34,557 69,116 3,082 6,163 TUXPAN - TEXCOCO estadounidenses estadounidenses estadounidenses $483.9 millones 2008

(44.47 millones dedólares estadounidenses)

Intereses $250.5 millones(23.02 millones dedólares estadounidenses)

SUMA DEUDA EXTERNA 267,349$ 1,000,260$ 1,009,821$ 1,262,057$

Moneda Nacional Moneda ExtranjeraSaldos al 31 de diciembre de 2005 (Miles)Saldos al 31 de diciembre de 2006 (Miles)

Moneda Nacional Moneda Extranjera

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

Tipo de activo Valor del equipo utilizadas Intereses Principal Pagos hasta Dic. 2006 contrato Corto Plazo Largo Plazo Corto Plazo Largo Plazo Corto Plazo Largo Plazo Corto Plazo Largo Plazo Moneda Nacional Moneda Extranjera

Saldos al 31 de diciembre de 2005 (Miles)Saldos al 31 de diciembre de 2006 (Miles)Moneda Nacional Moneda Extranjera

DEUDA INTERNA -2 Unidades integrales termoeléctricas $1,137.6 millones 8.6% Intereses $173.9 millones $1,137.6 millones Principal Hasta el año -$ -$ - - 394,576$ -$ - - con capacidad de 350 MW cada una $1,137.6 millones 2006para la C. T. TUXPAN Unidades 5 y 6

Intereses$173.9 millones

2 Unidades integrales hidroeléctricas $561.3 millones 8.6% Intereses $85.8 millones $561.3 millones Principal Hasta el año - - - - 194,694 - - - con capacidad de 100 MW cada una $561.3 millones 2006para el C. H. TEMASCAL II


Línea de Transmisión $163.9 millones 9.05% Intereses $39.7 millones $163.9 millones Principal Hasta el año 32,776 16,388 - - 34,106 51,159 - - TUXPAN - TEXCOCO $114.7 millones 2008


SUMA DEUDA INTERNA 32,776$ 16,388$ 623,376$ 51,159$

TOTAL DEUDA EXTERNA E INTERNA DE ARRENDAMIENTO FINANCIERO 300,125$ 1,016,648$ 1,633,197$ 1,313,216$

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Monto de los pagos Monto total Saldos al 31 de diciembre de 2006 (Miles) Saldos al 31 de diciembre de 2005 (Miles)Vigencia del del proyecto Moneda Nacional Moneda Extranjera Moneda Nacional Moneda Extranjera

Intereses, impuestos, Pagos hasta el (equivalente enTipo de activo Valor del crédito otros y hon. fiduciarios Principal 31 de diciembre de 2006 contrato miles de pesos) Corto Plazo Largo Plazo Corto Plazo Largo Plazo Corto Plazo Largo Plazo Corto Plazo Largo Plazo

PIDIREGASDEUDA EXTERNA3 Módulos de ciclo combinado tipo 701.2 millones de dólares 578.5 millones de dólares 701.2 millones de dólares Principal Hasta el 7,629,973$ 599,529$ 2,618,533$ 55,099 240,652 608,809$ 3,316,710$ 54,287 295,751 multiflecha, con una capacidad de estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $4,412.2 millones año 2019generación nominal de 168.6 MW (405.5 millones de dólarescada uno, para la C.C.C. Samalayuca II. estadounidenses)M - 1, 2 y 3.


4 Unidades integrales geotermoeléctricas 103.3 millones de dólares 71.3 millones de dólares 103.3 millones de dólares Principal Hasta el 1,124,399 87,918 465,010 8,080 42,736 90,614 569,879 8,080 50,816 con capacidad total de 100 MW, para la estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $571.3 millones año 2015C.G. Cerro Prieto IV (52.5 millones de dólares

estadounidenses)

Intereses4.9 millones de dólares $562.5 millonesestadounidenses de impuestos (51.7 millones de dólares

estadounidenses)

Impuestos0.692 millones de dólares $39.2 millonesestadounidenses de (3.6 millones de dólareshonorarios fiduciiarios estadounidenses)

Honorarios$3.4 millones(0.316 millones de dólaresestadounidenses)

2 módulos tipo ciclo combinado, con una 331.1 millones de dólares 326.5 millones de dólares 331.1 millones de dólares Principal Hasta el 3,602,557 - 3,602,557 - 331,087 - 3,712,991 - 331,087 capacidad de 436.9 MW para ambos, estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses Un pago de 313.6 millones año 2015de la C.C.C. Monterrey II de dólares en 2010 y otro

de 17.5 en 2015


Impuestos y hon. fiduciarios17.2 millones de dólares $103.4 millonesestadounidenses de impuestos y (9.5 millones de dólareshonorarios fiduciarios estadounidenses)

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 3,018,019 235,638 1,486,373 21,656 136,603 242,861 1,774,801 21,656.0 158,259 capacidad de 445 MW, de la estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $1,050.3 millones año 2016C.C.C. Chihuahua (119.1 millones de dólares

estadounidenses)


Impuestos y Hon. fiduciarios6.4 millones de dólares $36.5 millonesestadounidenses de impuestos y (3.35 millones de dólareshonorarios fiduciarios estadounidenses)

Un módulo tipo ciclo combinado, con una 307.9 millones de dólares 339.5 millones de dólares 307.9 millones de dólares Principal Hasta el 3,349,752 154,899 2,527,994 14,236 232,331 147,723 2,765,137 13,173 246,567 capacidad de 497.6 MW , de la estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $997.3 millones año 2016C.C.C. Rosarito III, Unidades 8 y 9 (61.2 millones de dólares

estadounidenses)


30.5 millones de dólares Impuestos y Hon. Fiduciariosestadounidenses de impuestos y $105.1 milloneshonorarios fiduciarios (9.656 millones de dólares

estadounidenses)

2 Unidades integrales geotermoeléc- 18.2 millones de dólares 9.1 miilones de dólares 18.2 millones de dólares Principal Hasta el 198,019 25,640 108,279 2,356 9,951 26,426 138,025 2,356 12,308 tricas, con capacidad total de 10 MW estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $63.1 millones año 2011para la C.G. Tres Virgenes (5.8 millones de dólares

estadounidenses)

Intereses$69.6 millones(6.4 millones de dólaresestadounidenses)

0.568 millones de dólares Impuestos y Hon. fiduciariosestadounidenses de impuestos y $3.0 milloneshonorarios fiduciarios (0.275 millones de dólares

estadounidenses)

pactados equivalentes a las rentas

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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 666,697 69,690 345,836 6,405 31,783 66,102 428,265 5,894 38,188 de la C. D. Puerto San Carlos II estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $250.3 millones año 2011

(23.0 millones de dólaresestadounidenses)



estadounidenses)

LT 211 CABLE SUBMARINO 100.0 millones de dólares 50.3 millones de dólares 100.0 millones de dólares Principal Hasta el 1,088,306 84,887 170,865 7,801 15,703 148,901 263,590 13,278 23,504 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $832.4 millones año 2009




estadounidenses)

SE 212 y 213 SF6 POTENCIA DISTRIBUCION 175.2 millones de dólares 162.9 millones de dólares 175.2 millones de dólares Principal Hasta el 1,906,113 85,737 1,224,358 7,880 112,523 88,365 1,350,252 7,880 120,402 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $595.2 millones año 2014




estadounidenses)

LT 214 y 215 SURESTE PENINSULAR 133.2 millones de dólares 123.6 millones de dólares 133.2 millones de dólares Principal Hasta el 1,449,147 63,027 1,093,484 5,792 100,495 61,837 1,190,742 5,514 106,178 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $292.7 millones año 2015




estadounidenses)

LT 216 y 217 NOROESTE 110.2 millones de dólares 83.0 millones de dólares 110.2 millones de dólares Principal Hasta el 1,198,908 53,875 826,932 4,951 75,998 53,029 907,808 4,729 80,949 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $317.7 millones año 2009




estadounidenses)

SE 218 NOROESTE 50.7 millones de dólares 34.1 millones de dólares 50.7 millones de dólares Principal Hasta el 551,198 47,859 257,562 4,398 23,671 45,702 314,783 4,075 28,069 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $244.8 millones año 2015




estadounidenses)

20




SE 219 SURESTE - PENINSULAR 33.8 millones de dólares 16.8 millones de dólares 33.8 millones de dólares Principal Hasta el 367,722 40,382 70,251 3,711 6,456 40,000 113,989 3,567 10,164 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $263.3 millones año 2009




estadounidenses)

SE 220 ORIENTAL - CENTRO 62.8 millones de dólares 42.5 millones de dólares 62.8 millones de dólares Principal Hasta el 683,855 52,011 371,035 4,780 34,099 49,531 436,012 4,417 38,879 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $277.7 millones año 2009




estadounidenses)

SE 221 OCCIDENTAL 72.5 millones de dólares 52.3 millones de dólares 72.5 millones de dólares Principal Hasta el 788,992 55,176 480,936 5,071 44,200 57,215 552,547 5,102 49,271 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $252.4 millones año 2014




estadounidenses)

L.T. 301 CENTRO 44.5 millones de dólares 16.8 millones de dólares 44.5 millones de dólares Principal Hasta el 484,682 51,051 204,204 4,692 18,767 52,617 263,079 4,692 23,459 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $229.4 millones año 2011



L.T. 302 SURESTE 41.2 millones de dólares 18.7 millones de dólares 41.2 millones de dólares Principal Hasta el 447,826 46,685 200,570 4,291 18,433 33,861 254,836 3,019 22,724 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $200.6 millones año 2011



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 301,181 30,118 120,472 2,768 11,072 31,042 155,205 2,768 13,840 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $150.6 millones año 2011



L.T. 304 NOROESTE 28.2 millones de dólares 14.1 millones de dólares 28.2 millones de dólares Principal Hasta el 307,066 30,707 122,827 2,822 11,288 31,648 158,241 2,822 14,110 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $153.5 millones año 2011



L.T. 305 CENTRO - ORIENTE 36.5 millones de dólares 17.7 millones de dólares 36.5 millones de dólares Principal Hasta el 396,924 39,692 158,770 3,648 14,591 40,910 204,546 3,648 18,239 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $198.5 millones año 2011



21




L.T. 306 SURESTE 45.0 millones de dólares 18.9 millones de dólares 45.0 millones de dólares Principal Hasta el 489,525 48,953 195,810 4,499 17,996 50,453 252,265 4,499 22,494 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $244.8 millones año 2011



L.T. 307 NORESTE 24.3 millones de dólares 12.5 millones de dólares 24.3 millones de dólares Principal Hasta el 264,836 26,484 105,934 2,434 9,736 27,295 136,476 2,434 12,170 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $132.4 millones año 2011



L.T. 308 NOROESTE 44.1 millones de dólares 21.2 millones de dólares 44.1 millones de dólares Principal Hasta el 480,185 48,018 196,222 4,413 18,033 45,215 251,729 4,032 22,447 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $235.9 millones año 2014



SE 401 OCCIDENTAL - CENTRAL 64.3 millones de dólares 22.2 millones de dólares 64.3 millones de dólares Principal Hasta el 699,648 72,966 354,474 6,706 32,577 75,202 440,544 6,706 39,283 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $272.2 millones año 2013



SE 402 ORIENTAL PENINSULAR 73.1 millones de dólares 18.5 millones de dólares 73.1 millones de dólares Principal Hasta el 795,691 79,569 437,630 7,313 40,220 82,009 533,054 7,313 47,532 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $278.5 millones 2013



L.T. 403 NORESTE 72.5 millones de dólares 26.8 millones de dólares 72.5 millones de dólares Principal Hasta el 788,817 81,447 344,994 7,485 31,706 83,943 439,513 7,485 39,191 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $362.4 millones 2011



L.T. 404 NOROESTE - NORTE 40.5 millones de dólares 15.1 millones de dólares 40.5 millones de dólares Principal Hasta el 440,653 47,714 190,857 4,385 17,540 49,177 245,886 4,385 21,926 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $202.1 millones 2013



SE 405 COMPENSACION ALTA TENSION 8.6 millones de dólares 2.2 millones de dólares 8.6 millones de dólares Principal Hasta el 93,450 9,345 51,639 859 4,746 9,631 62,854 859 5,605 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $32.5 millones 2012



L.T. 406 RED ASOCIADA A TUXPAN II, III y IV 121.9 millones de dólares 44.0 millones de dólares 121.9 millones de dólares Principal Hasta el 1,326,793 134,644 681,870 12,374 62,666 138,771 841,546 12,374 75,040 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $510.3 millones 2014



22




L.T. 407 RED ASOCIADA A ALTAMIRA II, III y IV 297.6 millones de dólares 117.9 millones de dólares 297.6 millones de dólares Principal Hasta el 3,238,221 332,247 1,595,323 30,535 146,615 295,906 1,986,659 26,386 177,150 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $1,310.7 millones 2013



L.T. 408 NACOZARI - NOGALES AREAS NOROESTE 44.6 millones de dólares 15.5 millones de dólares 44.6 millones de dólares Principal Hasta el 485,578 49,818 241,101 4,578 22,158 51,345 299,838 4,578 26,737 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $194.7 millones 2014



L.T. 409 MANUEL MORENO TORRES 101.9 millones de dólares 26.6 millones de dólares 101.9 millones de dólares Principal Hasta el 1,108,368 110,837 720,439 10,186 66,211 114,235 856,759 10,186 76,397 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $277.1 millones 2012



L.T. 410 SISTEMA NACIONAL 173.2 millones de dólares 63.9 millones de dólares 173.2 millones de dólares Principal Hasta el 1,884,315 190,613 998,737 17,518 91,787 196,457 1,225,810 17,518 109,305 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $695.0 millones año 2015



L.T. 411 SISTEMA NACIONAL 85.7 millones de dólares 28.0 millones de dólares 85.7 millones de dólares Principal Hasta el 932,269 97,402 493,708 8,952 45,373 100,388 609,229 8,952 54,325 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $341.2 millones 2014



SE 412 COMPENSACION NORTE 22.0 millones de dólares 5.4 millones de dólares 22.0 millones de dólares Principal Hasta el 239,349 23,935 131,642 2,200 12,098 24,669 160,346 2,200 14,298 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $83.8 millones 2014



SE 413 NOROESTE - OCCIDENTAL 23.1 millones de dólares 6.1 millones de dólares 23.1 millones de dólares Principal Hasta el 251,299 25,130 163,345 2,310 15,012 25,900 194,252 2,310 1,732 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $62.8 millones 2013



L.T. 414 NORTE - OCCIDENTAL 65.7 millones de dólares 19.6 millones de dólares 65.7 millones de dólares Principal Hasta el 714,583 71,458 450,941 6,567 41,443 73,649 538,413 6,567 48,010 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $192.2 millones 2015



L.T. 502 ORIENTAL - NORTE 3.8 millones de dólares 1.2 millones de dólares 3.8 millones de dólares Principal Hasta el 41,334 4,133 31,001 380 2,849 4,260 36,212 380 3,229 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $6.2 millones 2014



23




SE 503 ORIENTAL 21.4 millones de dólares 5.5 millones de dólares 21.4 millones de dólares Principal Hasta el 232,871 23,287 128,079 2,140 11,771 24,001 156,006 2,140 13,911 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $81.5 millones 2014



SE 504 NORTE - OCCIDENTAL 31.7 millones de dólares 8.5 millones de dólares 31.7 millones de dólares Principal Hasta el 345,046 34,505 206,193 3,171 18,950 35,562 248,078 3,171 22,121 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $104.3 millones 2017



LT 506 SALTILLO - CAÑADA 57.8 millones de dólares 15.2 millones de dólares 57.8 millones de dólares Principal Hasta el 628,687 62,869 408,647 5,778 37,556 64,795 485,971 5,778 43,334 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $157.2 millones 2013



SE 607 SISTEMA BAJIO - ORIENTAL 4.9 millones de dólares 1.3 millones de dólares 4.9 millones de dólares Principal Hasta el 53,270 5,327 34,626 490 3,182 5,491 41,176 490 3,672 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $13.3 millones 2015



L.T. 610 TRANSMISION NOROESTE NORTE F 1 24.6 millones de dólares 7.5 millones de dólares 24.6 millones de dólares Principal Hasta el 268,021 26,802 201,016 2,463 18,474 27,624 234,801 2,463 20,937 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $40.2 millones 2015



L.T. 612 SUBTRANSMISION NORTE NORESTE F 1 5.0 millones de dólares 1.5 millones de dólares 5.0 millones de dólares Principal Hasta el 54,540 5,454 40,905 501 3,759 5,621 47,780 501 4,261 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $8.2 millones 2015



SE 613 SUBTRANSMISION OCCIDENTAL 7.4 millones de dólares 2.3 millones de dólares 7.4 millones de dólares Principal Hasta el 80,357 8,036 60,268 739 5,539 8,282 70,397 739 6,277 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $12.1 millones 2015



L.T. 614 SUBTRANSMISION ORIENTAL 12.2 millones de dólares 3.7 millones de dólares 12.2 millones de dólares Principal Hasta el 132,461 13,246 99,345 1,217 9,130 13,653 116,042 1,217 10,348 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $19.9 millones 2014



L.T. 710 RAT A LA CC ALTAMIRA V 14.4 millones de dólares 4.0 millones de dólares 14.4 millones de dólares Principal Hasta el 156,659 15,666 117,494 1,440 10,798 16,146 137,242 1,440 12,238 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $23.5 millones 2015



24




L.T. 712 RAT A LA CCI BAJA CALIFORNIA I 21.2 millones de dólares 5.5 millones de dólares 21.2 millones de dólares Principal Hasta el 230,447 23,045 149,790 2,118 13,766 23,751 178,134 2,118 15,884 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $57.6 millones 2014



C. C. EL SAUZ CONVERSION DE TG a CC 56.9 millones de dólares 15.7 millones de dólares 56.9 millones de dólares Principal Hasta el 618,663 51,555 412,442 4,738 37,905 53,136 478,220 4,738 42,643 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $154.7 millones año

(14.2 millones de dólares 2014estadounidenses)


C. G. LOS AZUFRES II y CAMPO GEOTÉRMICO 53.9 millones de dólares 15.7 millones de dólares 53.9 millones de dólares Principal Hasta el 586,450 58,762 351,901 5,400 32,341 60,563 423,251 5,400 37,741 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $175.8 millones año



C. H. MANUEL MORENO TORRES 76.5 millones de dólares 26.4 miilones de dólares 76.5 millones de dólares Principal Hasta el 832,399 76,290 606,925 7,011 55,778 78,629 704,157 7,011 62,790 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $149.2 millones año



SUMINISTRO DE VAPOR A CERRO PRIETO IV 13.1 millones de dólares 4.0 miilones de dólares 13.1 millones de dólares Principal Hasta el 142,789 14,279 107,092 1,312 9,842 14,717 125,092 1,312 11,154 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $21.4 millones año



C. C. I. BAJA CALIFORNIA SUR 56.0 millones de dólares 16.2 miilones de dólares 56.0 millones de dólares Principal Hasta el 609,356 56,234 480,524 5,168 44,162 57,958 553,213 5,168 49,330 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $72.6 millones año



RM CARBON II 7.8 millones de dólares 2.3 miilones de dólares 7.8 millones de dólares Principal Hasta el 84,687 8,469 63,515 778 5,837 8,728 74,190 778 6,616 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $12.7 millones año



RM DOS BOCAS 14.4 millones de dólares 4.3 miilones de dólares 14.4 millones de dólares Principal Hasta el 156,726 15,673 117,544 1,440 10,803 16,153 137,299 1,440 12,243 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $23.5 millones año



RM BOTELLO 6.3 millones de dólares 1.8 miilones de dólares 6.3 millones de dólares Principal Hasta el 69,073 6,907 51,805 635 4,761 7,119 60,511 635 5,396 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $10.4 millones año



25




RM GOMEZ PALACIO 9.6 millones de dólares 2.7 miilones de dólares 9.6 millones de dólares Principal Hasta el 103,985 10,398 77,989 956 7,167 10,717 91,097 956 8,123 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $15.6 millones año



RM IXTACZOQUITLAN 0.9 millones de dólares 0.3 miilones de dólares 0.9 millones de dólares Principal Hasta el 9,959 996 7,469 92 686 1,026 8,725 92 778 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $1.5 millones año



RM TUXPANGO 1.9 millones de dólares 0.6 miilones de dólares 1.9 millones de dólares Principal Hasta el 21,048 2,105 15,786 193 1,451 2,168 18,440 193 1,644 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $3.2 millones año



RM CT VALLE DE MEXICO 5.8 millones de dólares 1.7 miilones de dólares 5.8 millones de dólares Principal Hasta el 63,001 6,300 47,251 579 4,343 6,493 55,192 579 4,922 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $9.5 millones año



RM CARBON II, Unidades 2 y 4 4.5 millones de dólares 1.3 miilones de dólares 4.5 millones de dólares Principal Hasta el 48,872 4,888 36,656 449 3,369 5,037 42,817 449.0 3,818.0 estadounidenses estadounidenses de intereses estadounidenses $7.3 millones año



SUMA DEUDA EXTERNA 49,365,617$ 3,840,327$ 27,665,777$ 3,913,068$ 32,470,654$

26




DEUDA INTERNASE 402 ORIENTAL - PENINSUALR 47.3 millones de pesos 19.1 millones de pesos 47.3 millones de pesos Principal Hasta el 47,329$ 4,733$ 35,497$ - - 4,925$ 41,861$ - -

mexicanos mexicanos mexicanos $7.1 millones 2015


L. T. 407 RAT A ALTAMIRA II, III y IV F 1 405.9 millones de pesos 174.6 millones de pesos 405.9 millones de pesos Principal Hasta el 405,942 40,594 243,565 - - 42,239 295,678 - - mexicanos mexicanos mexicanos $121.8 millones 2013


L. T. 409 MANUEL MORENO TORRES 1,958.7 millones de pesos 869.0 millones de pesos 1,958.7 millones de pesos Principal Hasta el 1,958,710 195,871 1,224,941 - - 203,810 1,478,402 - - mexicanos mexicanos mexicanos $537.9 millones 2014


L. T. 411 SISTEMA NACIONAL 514.6 millones de pesos 228.5 millones de pesos 514.6 millones de pesos Principal Hasta el 514,600 51,460 308,760 - - 53,546 374,821 - - mexicanos mexicanos mexicanos $154.4 millones 2013


SE 413 NOROESTE - OCCIDENTAL 391.4 millones de pesos 181.8 millones de pesos 391.4 millones de pesos Principal Hasta el 391,408 39,141 272,441 - - 40,728 324,210 - - mexicanos mexicanos mexicanos $79.8 millones 2013


L. T. 502 ORIENTAL - NORTE 125.9 millones de pesos 59.8 millones de pesos 125.9 millones de pesos Principal Hasta el 125,880 12,588 88,116 - - 13,098 104,786 - - mexicanos mexicanos mexicanos $25.2 millones 2014


SE 504 NORTE - OCCIDENTAL 147.2 millones de pesos 65.6 millones de pesos 147.2 millones de pesos Principal Hasta el 147,164 14,716 88,299 - - 15,312 107,191 - - mexicanos mexicanos mexicanos $44.1 millones 2015


L. T. 506 SALTILLO - CAÑADA 2,118.0 millones de pesos 919.4 millones de pesos 2,118.0 millones de pesos Principal Hasta el 2,117,980 211,798 1,270,788 - - 220,383 1,542,680 - - mexicanos mexicanos mexicanos $635.4 millones 2013


L. T. 509 RED ASOCIADA RIO BRAVO III 497.4 millones de pesos 227.4 millones de pesos 497.4 millones de pesos Principal Hasta el 497,449 49,745 312,153 - - 51,761 376,566 - - mexicanos mexicanos mexicanos $135.6 millones 2014


SE 607 SISTEMA BAJIO ORIENTAL 807.0 millones de pesos 340.9 millones de pesos 807.0 millones de pesos Principal Hasta el 806,959 80,696 488,781 - - 83,967 592,561 - - mexicanos mexicanos mexicanos $237.5 millones 2015


L.T. 609 TRANSMISION NOROESTE OCCIDENTAL 1,378.7 millones de pesos 570.9 millones de pesos 1,378.7 millones de pesos Principal Hasta el 1,378,651 137,865 1,033,988 - - 143,453 1,219,352 - - mexicanos mexicanos mexicanos $206.8 millones 2014


L. T. 610 TRANSMISION NOROESTE-NORTE F 1 1,158.8 millones de pesos 556.4 millones de pesos 1,158.8 millones de pesos Principal Hasta el 1,158,807 115,881 811,165 - - 120,578 964,622 - - mexicanos mexicanos mexicanos $231.8 millones 2015


L.T. 611 SUBTRANSMISION BAJA CALIFORNIA NOROESTE 76.1 millones de pesos 30.2 millones de pesos 76.1 millones de pesos Principal Hasta el 76,099 8,010 60,078 - - 8,336 70,849 - - mexicanos mexicanos mexicanos $8.0 millones 2015


L. T. 612 SUBTRANSMISION NORTE-NOROESTE 159.0 millones de pesos 67.9 millones de pesos 159.0 millones de pesos Principal Hasta el 158,978 15,953 127,271 - - 7,349 58,801 - - mexicanos mexicanos mexicanos $15.8 millones 2015


L. T. 613 SUBTRANSMISION OCCIDENTAL 227.8 millones de pesos 110.2 millones de pesos 227.8 millones de pesos Principal Hasta el 227,822 22,814 160,013 - - 23,739 190,238 - - mexicanos mexicanos mexicanos $45.0 millones 2015


27




L. T. 614 SUBTRANSMISION ORIENTAL F 1 48.7 millones de pesos 20.8 millones de pesos 48.7 millones de pesos Principal Hasta el 48,715 4,890 36,149 - - 5,001 41,829 - - mexicanos mexicanos mexicanos $7.7 millones 2015


L. T. 615 SUBTRANSMISION PENINSULAR F 2 286.3 millones de pesos 123.3 millones de pesos 286.3 millones de pesos Principal Hasta el 286,271 29,162 218,261 - - 26,278 218,821 - - $38.8 millones 2014


SLT 701 OCCIDENTE - CENTRO 304.6 millones de pesos 116.0 millones de pesos 304.6 millones de pesos Principal Hasta el 304,619 30,462 266,944 - - - - - - $7.2 millones 2016


SLT 702 SURESTE - PENINSULAR 97.7 millones de pesos 37.2 millones de pesos 97.7 millones de pesos Principal Hasta el 97,682 10,282 87,400 - - - - - - $0.0 millones 2016


SLT 703 NORESTE - NORTE 185.2 millones de pesos 72.5 millones de pesos 185.2 millones de pesos Principal Hasta el 185,171 18,595 159,769 - - - - - - $6.8 millones 2016


SLT 704 BAJA CALIFORNIA - NOROESTE 73.2 millones de pesos 29.4 millones de pesos 73.2 millones de pesos Principal Hasta el 73,235 7,709 57,817 - - 8,021 68,182 - - mexicanos mexicanos mexicanos $7.7 millones 2015


SE 705 CAPACITORES F 1 37.1 millones de pesos 14.7 millones de pesos 37.1 millones de pesos Principal Hasta el 37,081 3,708 27,811 - - 3,858 32,797 - - mexicanos mexicanos mexicanos $5.6 millones 2015


SLT 706 SISTEMAS NORTE 942.9 millones de pesos 375.5 millones de pesos 942.9 millones de pesos Principal Hasta el 942,899 94,833 722,113 - - 87,373 742,665 - - mexicanos mexicanos mexicanos $126.0 millones 2016


L. T. 707 ENLACE NORTE - SUR 378.6 millones de pesos 189.8 millones de pesos 378.6 millones de pesos Principal Hasta el 378,591 37,859 246,084 - - 39,394 295,453 - - mexicanos mexicanos mexicanos $94.6 millones 2014


SE 708 COMPENSACION DINAMICA ORIENTAL - NORTE 482.2 millones de pesos 197.4 millones de pesos 482.2 millones de pesos Principal Hasta el 482,201 48,220 361,651 - - 50,175 426,484 - - mexicanos mexicanos mexicanos $72.3 millones 2015


SLT 709 SISTEMA SUR 1,074.9 millones de pesos 415.3 millones de pesos 1,074.9 millones de pesos Principal Hasta el 1,074,932 113,151 848,631 - - 93,099 791,336 - - mexicanos mexicanos mexicanos $113.2 millones 2015


L.T. 710 RAT A LA CC ALTAMIRA V 261.5 millones de pesos 98.2 millones de pesos 261.5 millones de pesos Principal Hasta el 261,510 26,392 219,471 - - 37 320 - - mexicanos mexicanos mexicanos $15.6 millones 2015


L. T. 711 RAT A CC LA LAGUNA II 233.1 millones de pesos 113.3 millones de pesos 233.1 millones de pesos Principal Hasta el 233,119 23,312 163,183 - - 24,257 194,054 - - mexicanos mexicanos mexicanos $46.6 millones 2015


L. T. 714 RAT A LA C. H. EL CAJON 747.4 millones de pesos 280.5 millones de pesos 747.4 millones de pesos Principal Hasta el 747,404 76,792 652,734 - - - - - - mexicanos mexicanos mexicanos $17.9 millones 2014


28




L. T. 715 RAT A LA CENTRAL TAMAZUNCHALE 1,166.2 millones de pesos 469.7 millones de pesos 1,166.2 millones de pesos Principal Hasta el 1,166,182 120,551 1,045,630 - - - - - - mexicanos mexicanos mexicanos $0.0 millones 2014


L.T. 717 RIVIERA MAYA 422.1 millones de pesos 200.6 millones de pesos 422.1 millones de pesos Principal Hasta el 422,139 42,214 295,498 - - 43,925 351,399 - - mexicanos mexicanos mexicanos $84.4 millones 2014


SE 722 NORTE 83.4 millones de pesos 33.9 millones de pesos 83.4 millones de pesos Principal Hasta el 83,355 8,774 65,807 - - 9,130 77,604 - - mexicanos mexicanos mexicanos $8.8 millones 2015


L. T. 723 LINEAS CENTRO 70.9 millones de pesos 26.8 millones de pesos 70.9 millones de pesos Principal Hasta el 70,935 7,330 57,572 - - - - - - mexicanos mexicanos mexicanos $6.0 millones 2014


SLT 801 ALTIPLANO 631.9 millones de pesos 235.9 millones de pesos 631.9 millones de pesos Principal Hasta el 631,905 63,230 537,457 - - - - - - mexicanos mexicanos mexicanos $31.2 millones 2016


SLT 803 NOINE 145.3 millones de pesos 57.7 millones de pesos 145.3 millones de pesos Principal Hasta el 145,286 14,529 130,378 - - - - - - mexicanos mexicanos mexicanos $0.4 millones 2016


SLT 806 BAJIO 701.8 millones de pesos 277.3 millones de pesos 701.8 millones de pesos Principal Hasta el 701,776 70,178 596,509 - - - - - - mexicanos mexicanos mexicanos $35.1 millones 2016


L. T. 807 DURANGO I 370.6 millones de pesos 146.2 millones de pesos 370.6 millones de pesos Principal Hasta el 370,591 37,269 312,592 - - - - - - mexicanos mexicanos mexicanos $20.7 millones 2016


SE 811 NOROESTE 120.5 millones de pesos 46.6 millones de pesos 120.5 millones de pesos Principal Hasta el 120,480 12,048 102,408 - - - - - - mexicanos mexicanos mexicanos $6.0 millones 2016


SE 812 GOLFO NORTE 57.3 millones de pesos 22.2 millones de pesos 57.3 millones de pesos Principal Hasta el 57,305 6,030 51,256 - - - - - - mexicanos mexicanos mexicanos $0.0 millones 2016


SE 813 DIVISION BAJIO 53.7 millones de pesos 20.3 millones de pesos 53.7 millones de pesos Principal Hasta el 53,676 5,368 45,625 - - - - - - mexicanos mexicanos mexicanos $2.7 millones 2016


SLT 903 CABO - NORTE 320.2 millones de pesos 130.3 millones de pesos 320.2 millones de pesos Principal Hasta el 320,203 32,360 280,975 - - - - - - mexicanos mexicanos mexicanos $6.9 millones 2016


L. T. 904 RAT A LA CE LA VENTA II 74.8 millones de pesos 32.0 millones de pesos 74.8 millones de pesos Principal Hasta el 74,804 7,480 67,324 - - - - - - mexicanos mexicanos mexicanos $0.0 millones 2016


C. C. EL SAUZ CONVERSION DE TG a CC 637.7 millones de pesos 275.1 millones de pesos 637.7 millones de pesos Principal Hasta el 637,689 63,769 382,613 - - 66,354 464,475 - - mexicanos mexicanos mexicanos $191.3 millones 2013


29




C. C. I. GUERRERO NEGRO II 310.4 millones de pesos 154.7 millones de pesos 310.4 millones de pesos Principal Hasta el 310,444 31,044 201,789 - - 32,302 242,270 - - mexicanos mexicanos mexicanos $77.6 millones 2013


C. G. LOS AZUFRES II y CAMPO GEOTERMICO 870.5 millones de pesos 386.3 millones de pesos 870.5 millones de pesos Principal Hasta el 870,494 87,049 522,143 - - 90,577 633,884 - - mexicanos mexicanos mexicanos $261.3 millones 2014


C. H. MANUEL MORENO TORRES 438.5 millones de pesos 217.8 millones de pesos 438.5 millones de pesos Principal Hasta el 438,530 43,853 304,099 - - 45,630 362,056 - - mexicanos mexicanos mexicanos $90.6 millones 2013


SUMINISTRO DE VAPOR A LA C.G. CERRO PRIETO IV 1,091.4 millones de pesos 445.7 millones de pesos 1,091.4 millones de pesos Principal Hasta el 1,091,405 110,443 859,144 - - 67,779 566,316 - - mexicanos mexicanos mexicanos $121.8 millones 2015


RM EMILIO PORTES GIL 2.8 millones de pesos 1.4 millones de pesos 2.8 millones de pesos Principal Hasta el 2,797 280 1,818 - - 291 2,183 - - mexicanos mexicanos mexicanos $0.7 millones 2015


RM CARBON II 42.0 millones de pesos 20.3 millones de pesos 42.0 millones de pesos Principal Hasta el 42,043 4,204 29,430 - - 4,374 34,997 - - mexicanos mexicanos mexicanos $8.4 millones 2015


RM GRAL MANUEL ALVAREZ MORENO 525.5 millones de pesos 211.7 millones de pesos 525.5 millones de pesos Principal Hasta el 525,495 53,851 403,879 - - 28,958 246,139 - - mexicanos mexicanos mexicanos $67.8 millones 2015


PRESA REGULADORA AMATA 144.4 millones de pesos 57.5 millones de pesos 144.4 millones de pesos Principal Hasta el 144,418 14,442 108,314 - - 15,027 127,731 - - mexicanos mexicanos mexicanos $21.7 millones 2015


RM ADOLFO LOPEZ MATEOS 329.2 millones de pesos 131.6 millones de pesos 329.2 millones de pesos Principal Hasta el 329,182 33,764 253,233 - - 35,133 298,630 - - mexicanos mexicanos mexicanos $42.2 millones 2015


RM CT PUERTO LIBERTAD 142.4 millones de pesos 57.5 millones de pesos 142.4 millones de pesos Principal Hasta el 142,408 14,241 106,806 - - 14,818 125,952 - - mexicanos mexicanos mexicanos $21.4 millones 2015


RM SALAMANCA 344.5 millones de pesos 137.6 millones de pesos 344.5 millones de pesos Principal Hasta el 344,537 35,352 268,604 - - 33,177 282,008 - - mexicanos mexicanos mexicanos $40.6 millones 2015


RM TUXPANGO 166.3 millones de pesos 65.9 millones de pesos 166.3 millones de pesos Principal Hasta el 166,322 17,508 131,307 - - 18,218 154,846 - - mexicanos mexicanos mexicanos $17.5 millones 2015


CC HERMOSILLO CONVERSION de TG a CC 814.0 millones de pesos 306.0 millones de pesos 814.0 millones de pesos Principal Hasta el 813,960 85,680 642,600 - - - - - - mexicanos mexicanos mexicanos $85.7 millones 2014


RM CT CARLOS RODRIGUEZ RIVERO 205.0 millones de pesos 79.9 millones de pesos 205.0 millones de pesos Principal Hasta el 204,997 21,091 179,274 - - - - - - mexicanos mexicanos mexicanos $4.6 millones 2015


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RM CC GOMEZ PALACIO 219.8 millones de pesos 80.9 millones de pesos 219.8 millones de pesos Principal Hasta el 219,766 23,133 196,633 - - - - - - mexicanos mexicanos mexicanos $0.0 millones 2015


RM CC HUINALA 6.3 millones de pesos 2.3 millones de pesos 6.3 millones de pesos Principal Hasta el 6,264 659 4,945 - - - - - - mexicanos mexicanos mexicanos $0.7 millones 2015


RM TG PUNTA PRIETA 131.6 millones de pesos 50.9 millones de pesos 131.6 millones de pesos Principal Hasta el 131,634 13,163 111,889 - - - - - - mexicanos mexicanos mexicanos $6.6 millones 2015


CC CONVERSION EL ENCINO de TG a CC 809.8 millones de pesos 202.1 millones de pesos 809.8 millones de pesos Principal Hasta el 809,849 80,985 728,864 - - - - - - mexicanos mexicanos mexicanos $0.0 millones 2016


RM CT CARBON II UNIDADES 2 y 4 96.1 millones de pesos 35.2 millones de pesos 96.1 millones de pesos Principal Hasta el 96,137 10,120 75,898 - - - - - - mexicanos mexicanos mexicanos $10.1 millones 2015


RM CT FRANCISCO PEREZ RIOS U 5 345.2 millones de pesos 133.6 millones de pesos 345.2 millones de pesos Principal Hasta el 345,182 34,518 293,405 - - - - - - mexicanos mexicanos mexicanos $17.3 millones 2015


RM CT PUERTO LIBERTAD U 4 142.7 millones de pesos 55.0 millones de pesos 142.7 millones de pesos Principal Hasta el 142,729 14,274 128,453 - - - - - - mexicanos mexicanos mexicanos $0.0 millones 2016


SUMA DEUDA INTERNA 27,202,127$ 2,748,016$ 20,118,045$ 1,876,410$ 14,525,049$

TOTAL DEUDA EXTERNA E INTERNA DE PIDIREGAS 76,567,744$ 6,588,343$ 1_/ 47,783,822$ 5,789,478$ 46,995,703$

TOTAL DEL PASIVO POR ARRENDAMIENTO FINANCIERO Y PIDIREGAS 6,888,468$ 48,800,470$ 7,422,675$ 48,308,919$

1_/ EL PAGO DE CAPITAL DE CORTO PLAZO DE PIDIREGAS, SE ENCUENTRA AUTORIZADO EN EL PRESUPUESTO DE EGRESOS DE LA FEDERACION DEL AÑO 2007

31

32

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

Año que terminará el 31 de diciembre de:

2007 $ 6,888,468 2008 6,827,168 2009 7,533,426 2010 9,540,911 2011 5,943,438 Años posteriores 18,955,527

$ 55,688,938

b. Al 31 de diciembre de 2006, los compromisos mínimos de pago por arrendamientos capitalizables y PIDIREGAS son:

Arrendamiento de equipo y PIDIREGAS $ 75,984,141 Menos- Intereses no devengados (20,295,203) Valor presente de las obligaciones 55,688,938 Menos- Porción circulante de las obligaciones (6,888,468) Porción a largo plazo de arrendamientos de equipo y PIDIREGAS $ 48,800,470

c. Durante los año s terminados el 31 de diciembre de 2006 y 2005, las operaciones derivadas de los arrendamientos capitalizables que afectaron los resultados de CFE, fueron las que se muestran a continuación:

2006 2005 Intereses $ 95,909 $ 330,722 Fluctuaciones cambiarias 35,198 (256,067) Comisiones y otros 58,743 109,140 $ 189,850 $ 183,795

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 sesión 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.

33

El 2 de octubre de 2003, CFE suscribió inicialmente un contrato de crédito con ING BANK (MEXICO), S.A. INSTITUCION DE BANCA MULTIPLE, ING GRUPO FINANCIERO (“ING BANK”), hasta por la cantidad de $6,665 millones de pesos nominales, posteriormente el 9 de diciembre de 2003 se firmó una enmienda al contrato, para ampliar su monto hasta por $8,000 millones de pesos nominales. Durante el ejercicio de 2003, se llevó a cabo la emisión de 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 por un importe de $800 millones de pesos nominales. El cuarto tramo de ésta 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 aproximadamente 10 años, 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 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. Con el objeto de continuar refinanciando los proyectos de Obra Pública Financiada bajo el esquema descrito en los párrafos anteriores, con fecha 3 de mayo de 2004, CFE nuevamente suscribió otro contrato de crédito con ING BANK, hasta por la cantidad de $8,000 millones de pesos nominales para un nuevo programa de certificados bursátiles, sin embargo por razones del mercado financiero no se realizaron emisiones durante el resto del 2004. El 13 de abril de 2005 se formalizó una enmienda al contrato para ampliar su plazo de disposición al 31 de diciembre de 2005. Hasta el mes de agosto de 2005, se llevaron a cabo las emisiones de los tres primeros tramos de éste nuevo programa de certificados bursátiles 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. Asimismo, el 16 de enero de 2006 se solicitó una ampliación del monto del programa del contrato de crédito con ING BANK, por $4,500 millones de pesos nominales, para quedar establecido por un monto total de $12,500 millones de pesos nominales, de los cuales se llevó a cabo la emisión de 2 tramos adicionales, el cuarto por un monto de $2,000 millones de pesos nominales el 27 de enero de 2006 y el quinto por $1,750 millones de pesos nominales el 9 de marzo de 2007, con una vigencia de 10 años a una tasa de interés equivalente a Cete a 91 días más 0.429 puntos porcentuales y 0.345 puntos porcentuales, respectivamente. Los recursos provenientes de las emisiones sobre la ampliación solicitada el 16 de enero de 2006, se depositaron en un Fideicomiso privado constituido en ABN AMRO Bank (México) como Fiduciario del Fideicomiso-194. Al 31 de diciembre de 2005: de los $9,700,000 emitidos en ese año, sólo se habían desembolsado $6,112,196, quedando un saldo por disponer de $3,587,804 en el Fideicomiso-194 para el pago de deuda financiada “PIDIREGAS”. Este saldo fue dispuesto en su totalidad durante 2006.

34

Con fecha 7 de abril de 2006, CFE suscribió un contrato de apertura de crédito con BBVA BANCOMER S.A., INSTITUCIÓN DE BANCA MÚLTIPLE, GRUPO FINANCIERO BBVA BANCOMER; HSBC MÉXICO, S.A., INSTITUCIÓN DE BANCA MÚLTIPLE, GRUPO FINANCIERO HSBC, E IXE BANCO S.A., INSTITUCIÓN DE BANCA MÚLTIPLE, IXE GRUPO FINANCIERO, hasta por la cantidad inicial de $6,000 millones de pesos nominales y cuyo monto podrá ser incrementado hasta la cantidad de $7,000 millones de pesos nominales para el financiamiento de proyectos de Obra Pública Financiada. Este financiamiento se llevará a cabo mediante el mismo mecanismo anteriormente señalado, es decir, bursatilizando derechos de crédito mediante emisiones de Certificados Bursátiles. Los recursos iniciales de este crédito, provenientes de un nuevo Programa para la emisión y colocación de Certificados Bursátiles, fue autorizado el 24 de abril de 2006 por la Comisión Nacional Bancaria y de Valores y se llevaron a cabo emisiones de Certificados Bursátiles los días 28 de abril, 9 de junio de 2006 y 20 de octubre de 2006, por la cantidad de $2,000 millones de pesos nominales en cada operación y el 30 de noviembre de 2006 se tomo la opción de incrementar el monto inicial a $7,000 millones de pesos nominales llevando a cabo la emisión de los $1,000 millones de pesos nominales restantes. 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 de la cuarta operación se fijo en 7.41%. Los $7,000 millones de pesos nominales provenientes de la las cuatro emisiones se depositaron en un Fideicomiso privado constituido en ABN AMRO Bank (México) como Fiduciario (“Fideicomiso-290”). Esos recursos serán utilizados para el pago a contratistas adjudicatarios a proyectos PIDIREGAS, a la entrega de las obras a satisfacción de CFE. En todos los casos el saldo no desembolsado por CFE, es mientras tanto invertido en Cetes por el Fiduciario. Al 31 de diciembre de 2006 de los $7,000 millones de pesos nominales de las cuatro emisiones solo se habían desembolsado del Fideicomiso - 290 un total de $3,631,952 quedando un saldo por disponer de $3,139,086 y del Fideicomiso – 232246 no se desembolsó nada, quedando un saldo por disponer de $1,500,000 en los Fideicomisos para el pago de deuda financiada “PIDIREGAS”. Con fecha 3 de noviembre de 2006 CFE suscribió un contrato de crédito por 4 años con HSBC INSTITUCIÓN DE BANCA MULTIPLE Y BANCO NACIONAL DE MÉXICO, S.A., por un monto autorizado de $6,000 millones de pesos nominales para el financiamiento de proyectos de Obra Pública Financiada, utilizando el mecanismo antes descrito. El programa tendrá una vigencia de 30 años, con una tasa de interés bruto anual de 8.58% y la periodicidad del pago de los intereses devengados se liquidarán cada 182 días, e intereses moratorios de 2 puntos adicionales a la Tasa de Interés Bruto Anual. Asimismo con fecha 10 de noviembre de 2006 se realizó la emisión de $1,500 millones de pesos nominales que fueron depositados en el Fideicomiso - 232246. Estos recursos serán utilizados para el pago a contratistas adjudicatarios a proyectos PIDIREGAS, a la entrega de las obras a satisfacción de CFE. El saldo no desembolsado por CFE, es mientras tanto invertido en Cetes por Fiduciario. El 28 de febrero de 2007 se desembolsaron de ese Fideicomiso $1,384,761, que fueron utilizados parcialmente para el pago al contratista del proyecto PIDIREGAS conocido como “El Cajón” Los montos indicados en la cuenta de orden se refieren a los montos emitidos en Certificados Bursátiles para el pago de proyectos “PIDIREGAS”, que al cierre de los ejercicios señalados no habían sido desembolsados y que daban como saldo disponible en los Fideicomisos correspondientes.

NOTA 10 - DEUDA DOCUMENTADA -

Los saldos de la deuda documentada al 31 de diciembre del 2006 y 2005 se integran como sigue:DEUDA EXTERNA -

2 0 0 6 2 0 0 5Moneda Moneda

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

EN DÓLARES AMERICANOS: al tipo de cambiopor dólar de $10.8810 a dic 2006 y de Inversión-créditos conjuntos Fija del 1.260% al 8.6905% Varios hasta 2012 1,858,094$ 170,765 1,793,431$ 159,920 $ 10.7777 para 2005

Inversión-otros organismos Fija del 1.25% al 2.00% Varios hasta 2032 2,310,327 212,327 2,556,794 227,989 internacionales

Inversión-crédito comprador Fija del 1.205% al 8.730% Varios hasta 2017 12,362,524 1,136,157 12,563,338 1,120,271 Instituciones Financieras

SUMAN DÓLARES AMERICANOS: 16,530,945$ 1,519,249 16,913,563$ 1,508,180

EN EUROS : al tipo de cambio por Inversión-créditos comprador Fija del 4.582% Varios hasta 2012 376,123$ 26,257 274,350$ 20,748 Euros de $14.3248 a dic 2006 y de $ 12.7080 para 2005 Inversión-créditos conjuntos Fija del 2.00% Varios hasta 2032 142,389 9,940 98,877 7,478

SUMA EUROS 518,512$ 36,197 373,227$ 28,226

EN FRANCOS SUIZOS: al tipo de cambio por Inversión-crédito comprador Fija del 1.9218% Varios hasta 2011 561,443$ 63,038 644,278$ 75,714 Franco Suizo de $ 8.9064 a dic 2006 y de $ 8.1779 para 2005 Inversión-créditos conjuntos Fija del 0.645% al 5.596% Varios hasta 2014 1,348,943 151,458 1,264,288 148,576

1,910,386$ 214,496 1,908,566$ 224,290

EN YENES JAPONESES: al tipo de cambio porYen Japonés de $ 0.0913 a dic 2006 y de Inversión-créditos conjuntos Fija del 5.50% Varios hasta 2011 695,967$ 7,622,855 708,994$ 7,454,881 $0.0914 para 2005

695,967$ 7,622,855 708,994$ 7,454,881

Bono 3.83% Varios hasta 2032 2,921,605$ 32,000,000 3,043,357$ 32,000,000

Bienes recibidos por instrumentos 10,547 - (21,321) - financieros, neto ( Nota 10b)

2,932,152$ 32,000,000 3,022,036$ 32,000,000

SUMAN YENES JAPONESES: 3,628,119$ 39,622,855 3,731,030$ 39,454,881

TOTAL DEUDA EXTERNA 22,587,962$ 22,926,386$

35

DEUDA INTERNA - 2 0 0 5Moneda 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 2013 1,459,724$ 134,154 1,827,026$ 162,916 por dólar de $10.8810 a dic 2006 y de cionales 10%.$ 10.7777 para 2005

NAFIN - BIRF Fija del 7.10% Varios hasta 2007 192,800 17,719 999,267 89,104

Financieras - Créditos revolventes 99,662 9,159 70,612 6,297

SUMAN DÓLARES AMERICANOS: 1,752,186$ 161,032 2,896,905$ 258,317

MONEDA NACIONAL Financieros - Emisión de valores 561,321 764,988

TOTAL DEUDA INTERNA 2,313,507$ 3,661,893$

Resumen

Total deuda externa 22,587,962$ 22,926,386$

Total deuda interna 2,313,507 3,661,893

Total deuda documentada 24,901,469$ 26,588,279$

Total a corto plazo 3,244,007$ 3,692,192$

Deuda a largo plazo 21,657,462 22,896,087

Total del corto y largo plazo 24,901,469$ 26,588,279$

2 0 0 6

36

37

En los contratos de préstamos se establecen obligaciones de hacer y no hacer, siendo las más importantes, las siguientes:

− Entregar la información que se le solicite a CFE 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 2006 y 2005, adicionalmente, los contratos de crédito no establecen restricciones sobre la estructura financiera del Organismo. a. El pasivo a corto y largo plazo por deuda documentada, vence como sigue:

Año que terminará el 31 de diciembre de:

2007 $ 3,244,007 2008 7,685,022 2009 2,399,612 2010 1,892,631 2011 1,351,279 Años posteriores 8,328,918

$ 24,901,469

11. Instrumentos financieros derivados

a. Los saldos al 31 de diciembre de los instrumentos financieros derivados e intereses es como sigue:

2006 2005

Con fines de cobertura Activo $ 2,388,170 $ 2,608,592

Pasivo $ 2,975,069 $ 2,872,827

Con fines de negociación

Activo $ 3,233,191 $ 3,446,536

Pasivo $ 3,704,433 $ 3,855,599 Total Instrumentos Financieros

Activo $ 5,621,361 $ 6,055,128 Pasivo $ 6,679,502 $ 6,728,426

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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 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:

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

yenes 0.0913 $ 2,921,600 Bienes a entregar (pasivo) 269,474,000

dólares 10.8810 2,932,147 Bienes a entregar, neto $ 10,547

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 30 años es de 680,691,324 dólares americanos 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 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 que estimada al 31 de diciembre de 2006, ascendería aproximadamente a 69.00 millones de dólares americanos. 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 2006 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 FIRST BOSTON $ 1,301,289 Cambiar de tasa flotante a tasa fija $ 1,236,224 Tasa de interés cetes 182+0.85% $ (24,238) 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% $ (32,267) 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% $ (12,051) 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% $ (46,631) 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% $ (12,559) 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% $ (2,774) 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% $ (30,844) 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% $ (14,817) 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% $ (14,239) 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% $ (13,274) 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% $ (19,468) 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% $ (18,000) 16 de diciembre de 2005 6 de marzo de 2015 CETES 91+0.79% 8.7800% 95%

SANTANDER SERFIN $ 1,072,519 Cambiar de tasa flotante a tasa fija $ 1,018,623 Tasa de interés cetes 91+0.79% $ (26,752) 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% $ (25,527) 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% $ (26,943) 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% $ (22,402) 1° de marzo de 2006 6 de marzo de 2015 CETES 91+0.79% 8.7395% 100%

CREDIT SUISSE FIRST BOSTON USD 16,788 Cambiar de Dólares a Pesos USD 12,005 Tipo de cambio USD/peso mexicano $ (20,276) 24 de enero de 2005 24 de julio de 2021 Dólares americanos Pesos 72%

CREDIT SUISSE FIRST BOSTON USD 10,750 Cambiar de Dólares a Pesos USD 8,311 Tipo de cambio USD/peso mexicano $ (14,819) 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 $ (272,707) 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 $ (81,797) 26 de marzo de 2005 28 de marzo de 2022 Dólares americanos Pesos 83%

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12. Obligaciones laborales al retiro El Organismo determina su pasivo y el costo anual de prima de antigüedad, jubilaciones e indemnizaciones 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 al 31 de diciembre de 2006 y 2005, se analizan a continuación:

2006

Jubilaciones Prima de antigüedad Indemnizaciones y

compensaciones Total Obligaciones por

beneficios proyectados $ 200,025,820 $ 14,859,750 $ 16,988,620 $ 231,874,190 Activos del plan (7,369,931) - - (7,369,931) Servicios anteriores y

modificaciones al plan (13,545,930) (448,610) (536,490) (14,531,030) Obligación en transición (741,560) - - (741,560) Variaciones en supuestos

y ajustes por experiencia (64,079,720) (4,632,670) (4,068,610) (72,781,000) Pasivo neto proyectado $ 114,288,679 $ 9,778,470 $ 12,383,520 $ 136,450,669 Obligaciones por

beneficios actuales $ 187,267,620 $ 13,437,940 $ 15,395,280 $ 216,100,840 Menos- Activos del plan (7,369,931) - - (7,369,931) Pasivo neto actual $ 179,897,689 $ 13,437,940 $ 15,395,280 $ 208,730,909 Pasivo neto proyectado 114,288,679 9,778,470 12,383,520 136,450,669 Pasivo adicional $ 65,609,010 $ 3,659,470 $ 3,011,760 $ 72,280,240 Activo intangible (14,287,490) (448,610) (536,490) (15,272,590) Cargo al patrimonio $ (51,321,520) $ (3,210,860) $ (2,475,270) $ (57,007,650)

41

2005

Jubilaciones Prima de antigüedad Indemnizaciones y

compensaciones Total Obligaciones por

beneficios proyectados $ 179,833,955 $ 14,137,431 $ 16,901,960 $ 210,873,346 Activos del plan (7,047,537) - - (7,047,537) Servicios anteriores y

modificaciones al plan (3,167,840) - - (3,167,840) Obligación en transición (2,550,243) - - (2,550,243) Variaciones en supuestos

y ajustes por experiencia (65,868,308) (4,935,508) (6,053,384) (76,857,200) Pasivo neto proyectado $ 101,200,027 $ 9,201,923 $ 10,848,576 $ 121,250,526 Obligaciones por

beneficios actuales $ 167,607,848 $ 12,812,988 $ 15,321,058 $ 195,741,894 Menos- Activos del plan (7,047,537) - - (7,047,537) Pasivo neto actual $ 160,560,311 $ 12,812,988 $ 15,321,058 $ 188,694,357 Pasivo neto proyectado 101,200,027 9,201,923 10,848,576 121,250,526 Pasivo adicional $ 59,360,284 $ 3,611,065 $ 4,472,482 $ 67,443,831 Activo intangible (5,718,083) - - (5,718,083) Cargo al patrimonio $ (53,642,201) $ (3,611,065) $ (4,472,482) $ (61,725,748)

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

Años remanentes Concepto Prima Indemnizaciones Jubilaciones

Servicios pasados y modificaciones al

plan - - 12.64 Pasivo de transición 6.55 6.55 10.41 Variaciones en supuestos 8.27 8.28 11.61

El costo neto del período se integra por:

Costo de servicios del año $ 8,096,670 Amortización de servicios pasados 1,490,059 Amortización de pasivo de transición 1,808,679 Amortización de variaciones en supuestos 5,041,649 Amortización de ganancias/pérdidas en activos (125,071) Costo financiero del año 7,640,240 Menos – Rendimiento de los activos del fondo (272,730) Efecto por extinción anticipada de obligaciones 553,430

Costo neto del período $ 24,232,926

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

2006 2005 Tasa de descuento 3.50% 3.50% Tasa de incremento al salario 1.50% 1.50% Tasa estimada a largo plazo de los rendimientos de los activos

del plan 4.00% 4.00% Tasa de inflación anual 4.05% 3.33%

El estudio actuarial realizado por perito independiente que se utilizó para cuantificar los pasivos laborales de CFE para 2005, reporta la siguiente información relevante: 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 $1,710,999 y $1,757,369 en 2006 y 2005, respectivamente (Nota 7). Al 31 de diciembre de 2006 y al 31 de diciembre de 2005, 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 disminuir la insuficiencia de los activos del plan. El pasivo por obligaciones laborales al retiro al 31 de diciembre de 2006, muestra un incremento con relación al 31 de diciembre de 2005, principalmente por incrementos salariales, prestaciones y cambios en escalafón e incremento en el factor de integración e incluye el reconocimiento de cierta antigüedad a los empleados contratados con la figura de eventuales; estos efectos han sido reconocidos en el cálculo actuarial.

13. Transacciones con el Gobierno Federal

Las transacciones celebradas con el Gobierno Federal durante los años terminados el 31 de diciembre de 2006 2005 y que no representan movimientos de flujo de efectivo, fueron las siguientes:

2006 2005 Aprovechamiento a cargo de CFE determinado mediante la

aplicación de una tasa del 9% sobre los activos fijos netos en operación del año anterior $ 51,782,963 $ 52,531,542

Transferencias del Gobierno Federal para complementar tarifas deficitarias:

Virtuales 51,910,250 63,196,355 Recibidos en efectivo - 6,683,640

Total de transferencias del Gobierno Federal para complementar tarifas deficitarias 51,910,250 69,879,995

Insuficiencia del aprovechamiento sobre las transferencias para complementar tarifas deficitarias $ 127,287 $ 17,348,453

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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 $ 147,298,371 $ 291,066,418 $ 438,364,789 Efecto patrimonial de las obligaciones

laborales (61,725,748) 4,718,098 (57,007,650) 85,572,623 295,784,516 381,357,139 Aportaciones recibidas 4,625,195 109,798 4,734,993 Utilidad neta del año 2,032,140 48,241 2,080,381 Insuficiencia en la actualización del

patrimonio - (5,068,793) (5,068,793) $ 92,229,958 $ 290,873,762 $ 383,103,720

15. Utilidad (pérdida) integral

La utilidad (pérdida) integral al 31 de diciembre de 2006 y 2005, se analiza como sigue:

2006 2005

Utilidad neta según estado de resultados $ 2,080,381 $ 5,030,548 (Insuficiencia) exceso en la actualización del patrimonio (2,471,062) 1,427,751 Cargo (crédito) por pasivo adicional de obligaciones laborales

al retiro 4,718,098 (4,690,621) Insuficiencia (exceso) del aprovechamiento sobre las

transferencias del Gobierno Federal (127,287) (17,348,454) Efecto acumulado al inicio del año por instrumentos

financieros - 239,406 Efecto del año por instrumentos financieros (1,059,075) 101,716 $ 3,141,055 $ (15,239,654)

16. Otros ingresos (gastos), neto Otros ingresos (gastos), en 2006 y 2005, se integra como sigue:

2006 2005

Otros ingresos $ 7,339,454 $ 5,794,336 Otros gastos (4,647,926) (7,365,055) Productores externos de energía eléctrica, neto 921,877 84,392 $ 3,613,405 $ (1,486,327)

17. Impuesto sobre la renta sobre el remanente distribuible Durante los años terminados el 31 de diciembre de 2006 y 2005, se causó ISR sobre el remanente distribuible por $872,233 y $819,586 respectivamente, mismos que fueron determinados con fundamento en el artículo 95 último párrafo de la Ley del Impuesto Sobre la Renta. El importe definitivo por el año de 2006 se calculará con cifras al 31 de diciembre de 2006 y se liquidó en febrero de 2007 por un importe de $847,750 el cual no difiere en forma importante del mostrado en el estado de resultados.

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18. Posición en moneda extranjera Al 31 de diciembre de 2006, la CFE tenía activos y pasivos en monedas extranjeras (cifras expresadas en miles) como sigue:

Activo Pasivos Efectivo y Arrendamiento Total equivalentes Deuda Deuda de equipo (pasivos) de efectivo Proveedores interna externa y PIDIREGAS activos Dólares americanos 29,883 11,658 161,032 1,519,249 2,974,070 (4,636,126) Euros - - - 36,197 28,821 (65,018) Yenes japoneses 3,473,495 - - 39,622,855 - (36,149,360) Francos suizos - - - 214,296 - (214,296)

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 2006”, como sigue:

31 de diciembre de 31 de diciembre de Moneda 2006 2005 Dólares americanos $ 10,8810 $ 10.7777 Euros 14.3248 12.7080 Yenes japoneses 0.0913 0.0914 Francos suizos 8.9064 8.1779

Al 12 de marzo de 2007, la tendencia de los tipos de cambio señalados ha sido desfavorable para el organismo.

19. Contingencia

El Organismo tiene juicios, principalmente penales, laborales, fiscales y civiles, propios de su actividad, y cuyo resultado no es susceptible de cuantificación, aunque su efecto potencial no se estima de importancia. Los pagos que originen se cargarán a los resultados del ejercicio en que sucedan

20. Compromisos Contratos formalizados con productores independientes de energía - Al 31 de diciembre de 2006, se han firmado 22 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.

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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 ـ Cambios de Ley ـ Riesgos inherentes al productor independiente de energía: Obtención de financiamiento y variaciones en los costos del proyecto ـ Cumplimiento de eventos críticos ـ Penas convencionales por incumplimiento en la capacidad neta garantizada ـ Incumplimiento en las garantías operativas ـ Riesgos de operación de la central ـ 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:

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

Planta (en años) (en MW) operación comercial CT 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 enero 2002 CC Hermosillo 25.0 250.0 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 65.0 9 de marzo 2002 CC Tuxpan II 25.0 495.0 15 de diciembre 2001 CC Monterrey III 25.0 449.8 27 de marzo 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 1036.0 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 1121.0 22 de octubre 2006 CC Tuxpan V 25.0 495.0 1° de septiembre 2006 CC Valladolid III 25.0 525.0 27 de junio 2006 CC Tamazunchale 25.0 1135.0 1° de junio 2007

Las fechas anteriores al 31 de diciembre de 2006, representan fechas reales de entrada en operación comercial.

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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 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 construcción.

Cifras en millones de pesos Compromisos de pagos futuros de Proyectos en Operación 2006 2005

(cifras no auditadas) CC Altamira II $ 4,242 $ 4,892 CC Bajío (El Saúz) 6,009 6,956 CC Campeche 4,298 4,735 CC Hermosillo 4,004 4,416 CT Mérida III 4,894 5,409 CC Monterrey III 4,418 4,925 CC Naco – Nogales 4,275 4,614 CC Río Bravo II 7,829 8,338 CC Mexicali 6,095 7,014 CC Saltillo 5,303 5,703 CC Tuxpan II 6,399 7,063 CC Chihuahua III 5,199 5,633 CC Tuxpan III y IV 18,222 19,756 CC Altamira III y IV 21,289 22,698 CC Río Bravo III 8,233 8,968 CC La Laguna II 12,451 13,301 CC Río Bravo IV 8,401 9,057 CC Valladolid III 8,297 - CC Tuxpan V 8,337 - CC Altamira V 22,887 - Gasoducto Cd. Pemex Valladolid 4,454 5,138 Gasoducto Samalayuca 70 144 Terminal de Carbón de la CT Pdte. Plutarco Elías Calles 2,594 3,333

Total $ 178,200 $ 152,093

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Monto de la contingencia real de Proyectos en Operación Cifras en millones de pesos

2006 2005 (cifras no auditadas) CC Altamira II $ 2,519 $ 2,821 CC Bajío (El Saúz) 3,828 4,117 CC Campeche 1,341 1,465 CC Hermosillo 1,565 1,680 CT Mérida III 1,634 1,797 CC Monterrey III 2,424 2,614 CC Naco – Nogales 1,601 1,709 CC Río Bravo II 2,589 2,667 CC Mexicali 3,153 3,565 CC Saltillo 1,851 1,916 CC Tuxpan II 3,123 3,269 CC Chihuahua III 1,730 1,813 CC Tuxpan III y IV 5,591 5,989 CC Altamira III y IV 5,865 6,050 CC Río Bravo III 2,834 2,966 CC La Laguna II 3,685 3,776 CC Río Bravo IV 2,896 3,189 CC Valladolid III 2,840 - CC Tuxpan V 3,159 - CC Altamira V 6,205 - Gasoducto Cd. Pemex Valladolid 3,069 3,404 Gasoducto Samalayuca 66 128 Terminal de Carbón de la CT Pdte. Plutarco Elías Calles 1,519 2,014

Subtotal $ 65,087 $ 56,949

Monto de la contingencia real de Proyectos en en construcción 2006 2005 (cifras no auditadas) CC Valladolid III $ - $ 2,940 CC Altamira V - 4,553 CC Tuxpan V - 3,031 CC tamazunchale 6,052 3,190

Subtotal 6,052 13,714 Total contingencia real de proyectos en operación y

construcción $ 71,139 $ 70,663 De acuerdo con lo anterior, al 31 diciembre de 2006, la CFE tiene un compromiso del orden de $178,200 millones, equivalente a 16,377 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 $71,139 millones equivalente a 6,538 millones de dólares americanos. Contrato de suministro de gas natural - Con fecha 30 de septiembre de 2003, la CFE contrató el suministro de gas natural proveniente de una planta de Gas Natural Licuado (“GNL”) con Gas del Litoral, S. de R. L. de C. V. El GNL será transportado por el proveedor vía marítima a la planta de almacenamiento y regasificación de su propiedad y posteriormente entregado a CFE en los puntos de entrega: al Sistema Nacional de Gasoductos (“SNG”) y a la central Altamira V, en la zona de Altamira, Tamaulipas.

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Las cantidades de entrega son del 30 de septiembre de 2006 al 31 de diciembre del 2006, de 300 MMPCD, en volumen y del 1 de enero de 2007 al 31 de diciembre de 2007, de 350 MMPCD en volumen y del 1 de enero de 2008 al término del contrato de 500 MMPCD en volumen. En el contrato referido se describe la fórmula de pago para el suministro de gas natural licuado incluyendo las variables involucradas en su fórmula para su cálculo, el índice de referencia empleado es Henry Hub Publicado en el Inside FERC’S Gas Market report. La liquidación de los pasivos contratados se afecta en dólares. Las principales restricciones y cláusulas son: por déficit de suministro de gas se aplica una pena del 30% del valor del gas natural diario no entregado, conforme se señala en el Anexo cuatro del Contrato. La fecha de inicio de suministro de gas natural licuado es a partir del 30 de septiembre de 2006. Por otro lado con fecha 21 de enero de 2005, se celebró otro 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. A partir del inicio de suministro y hasta el 31 de diciembre de 2009, el punto de entrega se localizará en la interconexión entre los gasoductos Baja Norte y TGN y a partir del 1 de enero de 2010 y por el resto de la vigencia del contrato los puntos de entrega se localizarán en la central Termoeléctrica Presidente Juárez, en donde deberá existir la interconexión a los ramales internos de la Comisión. Para la entrega del gas natural a las centrales de La Jovita, el proveedor deberá considerar que las centrales de referencia se interconecten a la planta de almacenamiento de GNL o al ducto que interconectará a la planta GNL con los sistemas de transporte Bajanorte o TGN y/o del desarrollador de la central “La Jovita”, en el entendido que tanto el ramal de Interconexión como la estación de entrega será responsabilidad del desarrollador de la central “La Jovita”. La fecha programada de inicio de suministro es el 1 de julio de 2008 y de término el 31 de diciembre de 2022 y el volumen contratado es de 100 MMPCD firme y 130 MMPCD variable. El pago mensual que hará la CFE por la entrega de la cantidad firme mensual será pagadero en dólares considerando el índice mensual Southern California Border Bidweek Average publicado por el Natural Gas Intelligence y el Pago Mensual que hará la CFE por la cantidad variable mensual del Gas Natural será pagadero en dólares considerando el índice Southern California Daily Average publicado por el Platts bajo el Daily Price Survey en Others para Socal Gas Midpoint. Así también se pagará por concepto de costo de capacidad de transporte en gasoducto. En caso de incumplimiento con la fecha de inicio de suministro, el proveedor pagará como pena el 30% del valor de la cantidad contractual diaria de Gas Natural no entregada a la Comisión por cada día de atraso en alcanzar la fecha de inicio de suministro. Por déficit de gas, el proveedor pagará el 30% del valor de la cantidad de gas natural contractual debidamente nominada no entregada. 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, dentro de la modalidad 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.

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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 precio alzado al constructor en una sola exhibición a la aceptación provisional de las obras, conforme a 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 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 2006, 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: Líneas de Transmisión, Subestaciones y Redes de Fibra Óptica

Monto estimado del contrato expresado en miles de

Proyecto Capacidad Dólares

americanos Pesos

Energización o fin de

Construcción (cifras no auditadas) RFO Fibra Óptica Proyecto Centro 1954.3 Km - c 45,980 $ 500,308 Enero 2007 L. T. 710 Red Asociada a CC Altamira V 506.9 Km - c 69,450 755,685 Enero 2007 SLT 903 Cabo Norte 170 Km - c

396.7 MVA 53,460 581,698 Enero 2007 SLT 803 Noine F1 79.7 Km - c

900.0 MVA 70,360 765,587 Enero 2007 RFO Fibra Óptica Proyecto Norte 2664.4 Km - c 46,960 510,972 Febrero 2007 SE 611 Subtransmisión Baja California Noroeste F2 8.0 Km - c

300.0 MVA 22,230 241,885 Abril 2007 RFO Fibra Óptica Proyecto Sur 1,706.0 Km - c 27,620 300,533 Mayo 2007 SLT 802 Tamaulipas 86.0 Km - c

1,300 MVA 65,910 717,167 Mayo 2007 SLT 1001 Red de Transmisión Baja - Nogales 102.0 Km - c

60.0 MVA 23,300 253,527 Junio 2007 SE 911 Noreste (Distribución) 19.5 Km - c

50.0 MVA 8,940 97,276 Junio 2007 SLT 902 Istmo 210.9 Km - c

533.3 MVA65,490 712,597 Julio 2007

SLT 801 Altiplano F2 37.6 Km - c 255.0 MVA 25,300 275,289 Septiembre 2007

SLT 702 Sureste Peninsular F2 (2° Conv) 60.3 Km - c30.0 MVA 10,730 116,753 Noviembre 2007

SLT 706 Sistema norte F2 (2° Conv) 209.5 Km - c 78,660 855,899 Diciembre 2007 SE 813 División Bajío F2 37.1 Km - c

90.0 MVA 39,700 431,976 Diciembre 2007 LT 901 Pacifico F1 110.4 Km - c

500.0 MVA 32,190 350,259 Marzo 2008 Centrales

Monto estimado del contrato expresado en miles de

Proyecto Capacidad Dólares

americanos Pesos Fecha estimada de inicio de operación

(cifras no auditadas)

C. C. I. Baja California sur II 42.8 MW 60,500 658,300 Enero 2007 C.H. El Cajón 750.0 MW 974,600 10,604,623 Agosto 2007 C .C. C. Baja California II (2° Conv) 252.3 MW 174,300 1,896,558 Marzo 2009 C. C. E. Pacífico 651.2 MW 611,300 6,651,555 Febrero 2010

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Estos contratos se celebran bajo el esquema de PIDIREGAS (Nota 2g) y la CFE aplicará la política contable para efecto de estos estados financieros de conformidad con las NIF emitidas por el CINIF; 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. Fibra óptica – El 24 de octubre de 2005 CFE presentó ante la Secretaría de Comunicaciones y Transportes (“SCT”) la “Solicitud para obtener concesión para la instalación, operación y explotación de la red pública de telecomunicaciones interestatal”. Dicha concesión permitirá operar como un “Carrier de Carriers”. El día 10 de noviembre de 2006 la SCT otorgó un título de concesión que permite a CFE prestar servicios a los operadores de telecomunicaciones (Carrier’s) y redes privadas en 71 localidades del país. El título tiene una vigencia inicial de 15 años y al término de ésta puede ser prorrogado. Al 31 de diciembre de 2006 la CFE cuenta actualmente con una red nacional de fibra óptica denominada Optical Ground Wire (“OPGW”) de aproximadamente 17,041 Km., y se logrará contar con una red para junio de 2007 de 21,411 Km. Esta opción de desarrollar una red de fibra óptica, permite incrementar la confiabilidad de la operación eléctrica y permitirá instrumentar una solución de largo plazo para las comunicaciones técnico-administrativas de voz, datos, video, entre otras, que actualmente son prestados por terceros. Esta red es indispensable para la operación de CFE, pero también se debe convertir 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 Ley Federal de Telecomunicaciones. CFE se encuentra en proceso de concluir la infraestructura física y humana requerida, se estima que la prestación comercial de servicios iniciará a finales del primer semestre del año 2007. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros, la CFE no ha establecido ningún compromiso con terceros respecto a esta resolución favorable para CFE.

21. Nuevos pronunciamientos contables Con la entrada en vigor a partir del 1 de enero de 2006 de la serie NIF-A que integra el Marco Conceptual según se menciona en la Nota 3, algunas disposiciones generaron divergencias con las NIF particulares en vigor, por lo que el CINIF emitió en marzo de 2006, la Interpretación a las Normas de Información Financiera (“INIF”) Número 3, Aplicación inicial de las NIF, estableciendo que de manera transitoria debe atenderse a lo establecido en las NIF particulares que aún no han sido modificadas, mientras se termina su proceso de adaptación con el Marco Conceptual. Por lo tanto, en 2006, por ejemplo, aún no se requiere la clasificación de los ingresos, costos y gastos del estado de resultados, en ordinarios y no ordinarios, y que las otras partidas integrales que forman parte del capital contable se reciclen al estado de resultados al momento de realizarse los activos netos que le dieron origen. Continuando con el objetivo de avanzar hacia una mayor convergencia con las normas de información financiera a nivel internacional, el 22 de diciembre de 2006 el CINIF promulgó las siguientes NIF, que entran en vigor para ejercicios que inicien a partir del 1 de enero de 2007: NIF B-3, Estado de resultados. NIF B-13, Hechos posteriores a la fecha de los estados financieros. NIF C-13, Partes relacionadas. NIF D-6, Capitalización del resultado integral de financiamiento.

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Algunos de los principales cambios que establecen estas normas, son: La NIF B-3, Estado de resultados, establece las normas generales para la presentación y estructura del estado de resultados, los requerimientos mínimos de su contenido y las normas generales de revelación. En congruencia con lo establecido en la NIF A-5, Elementos básicos de los estados financieros, establece la nueva clasificación de los ingresos, costos y gastos, en ordinarios y no ordinarios. Los ordinarios, aún cuando no sean frecuentes, son los que se derivan de las actividades primarias que representan la principal fuente de ingresos para la entidad, y los no ordinarios se derivan de actividades que no representan la principal fuente de ingresos. En consecuencia, se eliminó la clasificación de ciertas operaciones como especiales y extraordinarias, que establecía el anterior Boletín B-3. Como parte de la estructura del estado de resultados, se establece que se deben presentar en primer orden las partidas ordinarias y, cuando menos, los niveles de utilidad o pérdida antes de impuestos a la utilidad, utilidad o pérdida antes de las operaciones discontinuadas, en caso de existir, y la utilidad o pérdida neta. La NIF B-3 no requiere, aunque tampoco lo prohíbe, que se presente el nivel de utilidad de operación. En este caso, el rubro de Otros ingresos (gastos), se presenta inmediatamente antes de la Utilidad de operación. Para la presentación de las partidas de costos y gastos, se pueden clasificar por función, por naturaleza o una combinación de ambas. Cuando se clasifican por función, la NIF B-3 indica que se puede presentar el nivel de utilidad bruta. La participación de los trabajadores en la utilidad ahora debe presentarse como gasto ordinario por lo que ya no debe reconocerse como un impuesto a la utilidad. Las partidas especiales mencionadas en algunas NIF particulares, ahora deben formar parte del rubro de otros ingresos y gastos, y las antes denominadas partidas extraordinarias, deben formar parte de las partidas no ordinarias. La NIF B-13, Hechos posteriores a la fecha de los estados financieros, requiere que las reestructuraciones de activos y pasivos, y renuncias por los acreedores a ejercer su derecho de hacer exigible los adeudos en caso de incumplimiento por parte de la compañía con compromisos de contratos de deuda, que ocurren en el periodo entre la fecha de los estados financieros y la de su emisión, sólo se revelen en las notas y que se reconozcan en los estados financieros en el periodo en que realmente se lleven a cabo. Anteriormente, estos hechos se reconocían en los estados financieros en lugar de sólo revelarlos. La NIF A-7, Presentación y revelación, en vigor a partir del 1 de enero de 2006, requiere, entre otros asuntos, que se revele la fecha en que fue autorizada la emisión de los estados financieros y nombre del o los funcionarios u órgano(s) de la administración que la autorizaron; en esta NIF B-13, se establece que si los propietarios de la entidad u otros, tienen facultades para modificar los estados financieros, la entidad debe revelar este hecho. La aprobación posterior de los estados financieros por los accionistas u otro órgano, no modifica el periodo posterior, el cual termina cuando se autoriza la emisión de los mismos. La NIF D-6, Capitalización del resultado integral de financiamiento, establece normas generales de capitalización, que incluyen tratamientos específicos para financiamientos en moneda nacional y extranjera o una combinación de ambos. Algunas normas son: a) Es obligatoria la capitalización del resultado integral de financiamiento (“RIF”) directamente atribuible a la adquisición de activos calificables; b) en el caso de financiamientos en moneda nacional aplicados a la adquisición de activos, no se consideran los rendimientos obtenidos en inversiones temporales efectuadas en tanto se realizan las inversiones en el activo; c) se deben capitalizar las pérdidas o ganancias cambiarias por financiamientos en moneda extranjera, tomando en cuenta, en su caso, la valuación asociada de instrumentos de cobertura; d) establece una metodología para la determinación del RIF capitalizable por fondos utilizados provenientes de financiamientos genéricos; e) en los terrenos permite la capitalización del RIF, si se lleva a cabo en ellos un proceso de transformación; y f) señala las condiciones que deben reunirse para la capitalización del RIF, así como las reglas de cuándo debe suspenderse. La entidad puede decidir aplicar las disposiciones de la NIF D-6 en períodos anteriores al 1 de enero de 2007, en activos que se encuentren en proceso de adquisición al entrar en vigor esta NIF.

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