Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. Estados ...

Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.

Estados financieros y opinión de los auditores

31 de diciembre de 2012 y 2011


Índice de contenido

Cuadro Página Informe del contador público independiente 1 Estado de situación financiera A 3

Estado de ingresos y gastos B 4

Estado de cambios en el patrimonio C 5 Estado de otros ingresos integrales D 6

Estado de flujos de efectivo E 7 Notas a los estados financieros 8 Informe del contador público independiente sobre el control interno

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Informe del contador público independiente sobre el cumplimiento de leyes, reglamentos y normativa

88 Información complementaria 90

Informe del contador público independiente Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. y la Superintendencia General de Valores Hemos auditado los estados financieros que se acompañan de Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A., que comprenden el estado de posición financiera al 31 de diciembre de 2012 y 2011 y los estados de resultados, de cambios en el patrimonio, de flujo de efectivo y de cambios de otras ganancias integrales por los periodos de un año terminados en esas fechas, así como un resumen de políticas contables importantes y otras notas aclaratorias. Responsabilidad de la administración por lo estados financieros La administración de Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A., es responsable de la preparación y presentación razonable de estos estados financieros de acuerdo con las normas internacionales de información financiera. Esta responsabilidad incluye diseñar, implementar y mantener el control interno relevante en la preparación y presentación razonable de los estados financieros que estén libres de representaciones erróneas de importancia relativa debidas a fraude o error, seleccionando y aplicando políticas contables apropiadas y haciendo estimaciones contables que sean razonables en las circunstancias. Responsabilidad de los auditores Nuestra responsabilidad es expresar opinión sobre estos estados financieros con base en la auditoría. Condujimos la auditoría de acuerdo con normas internacionales de auditoría. Dichas normas requieren que cumplamos con requisitos éticos así como planear y desempeñar la auditoría para obtener seguridad razonable sobre si los estados financieros están libres de representación errónea de importancia relativa. Una auditoría implica ejecutar procedimientos para obtener evidencia de auditoría sobre los montos y revelaciones en los estados financieros. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio del auditor, incluyendo la evaluación de los riesgos de representación errónea de importancia relativa de los estados financieros debida a fraude o error. Al hacer esas evaluaciones del riesgo el auditor considera el control interno relevante en la preparación y presentación razonable de los estados financieros por la entidad para diseñar procedimientos de auditoría que sean apropiados en las circunstancias, pero no con el fin de expresar opinión sobre la razonabilidad del control interno de la entidad. Una auditoría también incluye evaluar la propiedad de las políticas contables usadas y lo razonable de las estimaciones contables hechas por la administración, así como evaluar la presentación general de los estados financieros.

Despacho Lara Eduarte, s.c. - 2 -

Creemos que la evidencia de auditoría que hemos obtenido es suficiente y apropiada para proporcionar una base para la opinión. Opinión En nuestra opinión, los estados financieros adjuntos presentan razonablemente, respecto de todo lo importante, la posición financiera de Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A., al 31 de diciembre de 2012 y 2011 y sus resultados y su flujo de efectivo en los periodos de un año terminados en esas fechas, de acuerdo con normas internacionales de información financiera como se indica en la nota 2. San José, Costa Rica 20 de febrero de 2013 Dictamen firmado por José Antonio Lara E. Nº 127 Pol. 0116 FIG 7 V.3092013 Timbre Ley 6663 ¢1.000 Adherido al original

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Notas a los estados financieros

31 de diciembre de 2012 y 2011 (en miles de colones)

Nota 1 Resumen de operaciones y políticas de contabilidad

a) Constitución y organización de la compañía

La Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. (CNFL, la Compañía) es una sociedad anónima constituida bajo la ley número 21 del 8 de abril de 1941 denominada “Contrato Eléctrico”, modificada por la ley número 4977 el 19 de mayo de 1972 y vigente hasta el 8 de agosto de año 2008. El 13 de agosto de 2008 se aprobó la Ley 8660 denominada “Ley de Fortalecimiento y modernización de las entidades públicas del sector telecomunicaciones, dentro de la cual se incluye a la CNFL, S.A. y se contempla que el plazo de vigencia es de 99 años a partir de esa fecha.

Es subsidiaria del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE, el Instituto) entidad pública que tiene participación accionaria de 98.6%. Por ello está sujeta a las regulaciones establecidas por la Contraloría General de la República (CGR) y los artículos 57 y 94 de la ley 8131, Administración y Presupuestos Públicos, la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) y bajo el marco de la ley General de Control Interno y la Ley Contra la Corrupción y el Enriquecimiento Ilícito, entre otros.

Su misión es ser una empresa del sector eléctrico que brinda servicios públicos en el mercado nacional, y que comprometidos con la satisfacción del cliente, desarrolla sus competencias esenciales y utiliza recursos en forma óptima para contribuir con el crecimiento económico y social y con el desarrollo ambiental del país.

Su visión es ser una empresa modelo en el ámbito nacional e internacional en la prestación de servicios públicos de alto valor agregado para sus clientes, basados en el desarrollo tecnológico, la responsabilidad social y la calidad técnica y humana de su personal.

Al 31 de diciembre de 2012 y 2011 la Compañía cuenta con 2294 y 2265 funcionarios respectivamente. La Compañía suministra energía eléctrica a 510.314 clientes (en 2011 fueron 501.869) que representan 33,3% (33,0% en 2011) del total nacional. El sistema está formado por 25 subestaciones en el 2012 (25 subestaciones en el 2011) que incluyen elevadoras, reductoras y subterráneas con 6261 kilómetros en 2012 (6211 kilómetros en 2011) de líneas en operación. Tiene 1896 MVA en 2012 (1863 MVA en el 2011) de capacidad instalada en transformadores de distribución. El potencial de generación es 92,9 MW de capacidad instalada (77.6 MW en el 2011) distribuida en nueve plantas de su propiedad que representan 10% (9.2% en el 2011) de la energía vendida por la Compañía; 91% (90.8% en el 2011) es comprada al ICE.

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Nota 2 Base de preparación de los estados financieros y principales políticas contables

a) Declaración de cumplimiento

Los estados financieros que se adjuntan han sido preparados por la administración. La situación financiera, el resultado de sus operaciones y los cambios habidos en la posición financiera de la Compañía se presentan de acuerdo con normas internacionales de información financiera (NIIF, NIC).

b) Base de medición

Los estados financieros de la Compañía han sido preparados sobre la base del costo histórico, excepto por las inversiones en equivalentes de efectivo, inmueble, maquinaria y equipo, las cuales pueden ser valuadas a su valor razonable.

c) Moneda funcional y de medición

De acuerdo con las disposiciones legales, la unidad monetaria utilizada por la Compañía para las cuentas de estado de posición financiera y las cuentas del estado de resultados es el colón costarricense.

d) Uso de estimaciones y juicios

La preparación de los estados financieros de conformidad con NIIF requiere registrar estimaciones, supuestos o juicios que afectan la aplicación de las políticas y los valores de los activos, pasivos, ingresos y gastos reportados. Los resultados reales podrían diferir de esas estimaciones. Las estimaciones y los supuestos de soporte son revisados sobre una base recurrente. Las revisiones a las estimaciones se reconocen en el período en el son reconocidas y en cualquier período futuro afectado.

e) Principales políticas adoptadas por la Compañía

a) Periodo contable

La Compañía tiene definido por estatutos efectuar el corte de sus cuentas contables, preparar y difundir los estados financieros de propósito general una vez al año al 31 de diciembre.

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b) Conversión de saldos y transacciones en monedas extranjeras

Las operaciones en moneda extranjeras se contabilizan a las tasas de cambio aplicables vigentes en el momento de la transacción. Al cierre de cada ejercicio los saldos por cobrar o por pagar en monedas extranjeras se actualizan aplicando la tasa de cambio de venta del último día hábil del mes de cierre del Sector Público no Bancario. Los saldos de las cuentas de bancos se valúan con el tipo de cambio de compra. Ambos indicadores establecidos por el Banco Central de Costa Rica (BCCR), ¢508,73 para la compra y ¢509,23 para la venta de US$1.00 al 31 de diciembre de 2012 (¢505.35 y ¢518.33 en 2011). La ganancia o pérdida en cambios, es incluida en los resultados del período, salvo cuando el ajuste sea imputable al costo de adquisición de activos, capitalizada solamente si forma parte de un ajuste a una tasa de interés, hasta que los activos estén en condiciones de enajenación o uso.

c) Flujo de efectivo y equivalentes de efectivo

Para la presentación en el estado de flujos de efectivo la Compañía clasifica como equivalentes de efectivo los recursos en caja y bancos, así como las inversiones en valores con la intención de convertirlos en efectivo en un plazo no mayor a tres meses y negociables en una bolsa de valores regulada.

d) Cuentas y documentos por cobrar

Las cuentas y documentos por cobrar son originados por la Compañía al suministrar electricidad, bienes o servicios y otros, de allí que estas partidas obedezcan principalmente a cuentas por cobrar relacionadas con el suministro de electricidad a sus abonados.

El registro inicial de estos activos financieros es al costo y periódicamente se evalúa su recuperabilidad a fin de registrar como gasto los saldos de dudosa recuperación.

e) Estimación para cuentas incobrables

La estimación de cuentas de difícil cobro es revisada y actualizada por el departamento de Consumidores; en el periodo 2012 se aplicó 0.10% de la facturación del mes (0.10% en 2011).

Cuando exista evidencia objetiva de que se ha incurrido en pérdida por deterioro del valor de préstamos, de partidas por cobrar o de inversiones mantenidas hasta el vencimiento que se contabilizan al costo amortizado, el importe de la pérdida se mide como la diferencia entre el importe en libros del activo y el valor presente de los flujos de efectivo futuros estimados (excluyendo las pérdidas crediticias futuras en las que no se haya incurrido), descontados con la tasa de interés efectiva original del activo financiero (es decir, la tasa de interés efectiva computada en el momento del reconocimiento inicial). El importe en libros del activo se reduce directamente, o mediante una cuenta correctora. El importe de la pérdida se reconoce en el resultado del periodo.

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f) Inventarios

Corresponde a materiales y accesorios que se utilizan en la distribución de la energía eléctrica; se contabilizan al costo que al cierre del ejercicio se reduce a su valor neto de realización si este es menor. El costo se determina con base en el método del costo promedio.

El costo de los inventarios comprende todos los costos derivados de su adquisición y transformación, así como otros costos en los que se haya incurrido para darles su condición y ubicación actuales.

Los inventarios son periódicamente analizados con el objetivo de establecer si se requiere estimación para posibles pérdidas asociadas con su valor neto realizable. Las pérdidas asociadas con la disposición de inventarios de lento movimiento, obsoletos y dañados se registran en los resultados del período.

El valor neto realizable es el estimado del precio de venta normal en el curso del negocio, menos el costo estimado de terminación y gastos de ventas.

g) Propiedad, planta y equipo

El costo de los elementos de propiedades, planta y equipo comprende:

(a) su precio de adquisición, incluidos los aranceles de importación y los impuestos indirectos no recuperables que recaigan sobre la adquisición, después de deducir descuentos o rebajas del precio;

(b) todos los costos directamente relacionados con la ubicación de los activos en el lugar y en las condiciones necesarias para que pueda operar en la forma prevista;

(c) la estimación inicial de los costos de desmantelamiento o retiro del elemento, así como la rehabilitación del lugar sobre el que se asienta, cuando constituyan obligaciones en las que se incurre como consecuencia de utilizar el elemento durante un determinado periodo con propósitos distintos del de la producción de inventarios durante tal periodo.

El reconocimiento de los costos en el importe en libros de un elemento de propiedades, planta y equipo termina cuando el elemento se encuentre en el lugar y condiciones necesarias para operar en la forma prevista. Por ello los costos incurridos por la utilización o por la reprogramación del uso no se incluyen en el importe en libros del elemento correspondiente.

El costo de activos construidos por CNFL se relaciona con elementos de propiedades, planta y equipo. Si se fabrica activos similares para su venta, en el curso normal de operaciones, el costo del activo será, normalmente el mismo que tenga el resto de los producidos para la venta (véase la NIC 2 Inventarios). Por tanto se elimina cualquier ganancia al calcular el costo de adquisición de dichos activos. En forma similar, no se incluyen en el costo de producción de activos, las cantidades que excedan los rangos normales de consumo de materiales, mano de obra y otros factores empleados.

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Medición del costo El costo de elementos de propiedades, planta y equipo es el precio equivalente al efectivo en la fecha de reconocimiento. Si el pago se aplaza más allá de los términos normales de crédito, la diferencia entre el precio equivalente al efectivo y el total de los pagos se reconoce como intereses a lo largo del periodo del crédito, a menos que tales intereses se capitalicen de acuerdo con la NIC 23.

Método de depreciación

El método de depreciación utilizado es el de línea recta y refleja el patrón con el que se espera que sean consumidos, por parte de la Compañía, los beneficios económicos futuros de los activos.

El método de depreciación se revisa como mínimo al término de cada periodo anual y si hubiera cambios significativos en el patrón esperado de consumo de los beneficios económicos futuros incorporados a los activos, se cambia para reflejar el nuevo patrón. Dicho cambio se contabiliza como un cambio en una estimación contable de acuerdo con la NIC 8.

De los anteriores activos solamente a los vehículos se les aplica un valor residual de 10%.

El gasto por depreciación por centros de utilidad expresados en miles de colones es como sigue:

2012 2011

Generación ¢ 4,547,256 3,390,777 Distribución y comercialización

9,060,585 8,602,643

Alumbrado público

688,133 596,874 No asignable

1,060,590 1,951,310

Total ¢ 15,356,564 14,541,604

Factor Activo depreciación anual Años

Edificios 2 50 Plantas generación hidroeléctrica 2.50 40 Sistema de distribución 3.33 30 Subestaciones 3.33 30 Conexiones de servicios 3.33 30 Sistema de alumbrado público 3.33 30 Vehículos 10.00 10 Equipo general 10.00 10 Equipo de oficina 10.00 10 Mobiliario general 10.00 10 Equipo de medición 20.00 5 Equipo de comunicación 10.00 10 Equipo de cómputo 20.00 5

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Las reparaciones y el mantenimiento de los activos se cargan a resultados, en tanto que las mejoras y adiciones que alarga la vida útil o mejoran su eficiencia se agregan al costo de los activos. Superávit por revaluación Modelo de revaluación Con posterioridad a su reconocimiento como activos, elementos de propiedades, planta y equipo cuyo valor razonable pueda medirse con fiabilidad se contabilizan por su valor revaluado, que es su valor razonable, en el momento de la revaluación, menos la depreciación acumulada y el importe acumulado de las pérdidas por deterioro de valor que hayan sufrido. Las revaluaciones se hacen con suficiente regularidad para asegurar que el importe en libros, en todo momento, no difiera significativamente del que podría determinarse utilizando el valor razonable al final del periodo sobre el que se informa. La frecuencia de las revaluaciones depende de los cambios que experimenten los valores razonables de los elementos de propiedades, planta y equipo que se estén revaluando. Cuando el valor razonable del activo revaluado difiera significativamente de su importe en libros, se hace necesaria una nueva revaluación. Algunos elementos de propiedades, planta y equipo experimentan cambios significativos y volátiles en su valor razonable, por lo que pueden necesitar revaluaciones anuales. Tales revaluaciones frecuentes son innecesarias para elementos de propiedades, planta y equipo con variaciones insignificantes en su valor razonable. Para éstos, pueden ser suficientes revaluaciones hechas cada tres o cinco años. Si se revalúa un elemento de propiedades, planta y equipo, se revalúan también todos los elementos que pertenezcan a la misma clase de activos. El superávit de revaluación de un elemento de propiedades, planta y equipo incluido en el patrimonio podrá ser transferido directamente a la cuenta de ganancias acumuladas, cuando se produzca la baja en cuentas del activo. Esto podría implicar la transferencia total del superávit cuando la entidad disponga del activo. No obstante, parte del superávit podría transferirse a medida que el activo fuera utilizado por la entidad. En ese caso, el importe del superávit transferido sería igual a la diferencia entre la depreciación calculada según el valor revaluado del activo y la calculada según su costo original. Las transferencias desde las cuentas de superávit de revaluación a las cuentas de ganancias acumuladas no pasarán por el resultado del periodo. Los efectos de la revaluación de propiedades, planta y equipo sobre los impuestos sobre las ganancias, si los hubiere, se contabiliza y revelan de acuerdo con la NIC 12, Impuesto a las Ganancias.

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Durante el año terminado el 31 de diciembre de 2012 se revaluaron los activos adquiridos hasta el 31 de diciembre 2011. El crédito resultante de esas revaluaciones se registra en la sección del patrimonio del estado de posición financiera como Superávit por Revaluación de Activos Productivos. Los desembolsos por reparaciones, mantenimiento y renovaciones menores se cargan a los resultados del período en que se incurren.

El método de revaluación se describe así:

Composición del índice

a. Indice local

Indice del Consumidor de Ingresos Medios y Bajos del Área Metropolitana INEC.

b. Índice externo

Índice por inflación del U.S Bureau of Reclamation de Estados Unidos de América al 31 de octubre y con el tipo de cambio vigente al 31 de diciembre del año de la revaluación.

Proceso de investigación

Se sigue un proceso de investigación de las construcciones en curso en el año de los siguientes grupos de activo: a. Conexiones b. Hidráulica c. Distribución d. Transformación e. Subestaciones f. Sistema de comunicación g. Alumbrado público h. Terrenos i. Mejoras a terrenos j. Edificios k. Otros activos Las unidades a cargo del estudio son Proveeduría y la Sección de Inventarios y Costos, siguiendo estos pasos: Paso 1. Se determina el incremento en la inversión del costo original en cada grupo de activos para determinar cuáles se incrementaron en 20% o más, en promedio en los periodos inmediatos anterior y actual, para los cuales se debe presentar un estudio de los componentes.

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Paso 2. Se obtiene del sistema contable por cada cuenta la inversión en obras realizadas y capitalizadas durante el año anterior, especificado por rubros de materiales, planillas, gastos de dirección, transportes y misceláneos. De estos rubros sólo los materiales tienen composición interna y externa. Paso 3. 100% de las compras durante el año anterior se clasifican en internas o externas tomando como base las órdenes de compra de importación y locales, obteniéndose porcentajes de compras externas y locales. Paso 4. Se determina la composición interna y externa de los materiales aplicando los porcentajes obtenidos en el paso 3 a los materiales de las obras capitalizadas en cada grupo del activo fijo, determinándose lo correspondiente a cada componente; posteriormente se totalizan y se establece un porcentaje de composición interna y externa para cada grupo de activo fijo. Paso 5. Se ponderan los porcentajes de composición interna y externa de los resultados de las inversiones del último periodo con el activo acumulado con esa composición. Se toma el saldo de las cuentas afectadas al 31 de diciembre del año tras anterior y las inversiones adicionadas durante el año anterior, para cada grupo. La sumatoria de ambas es 100%. Se determina qué parte del total era inversión acumulada a diciembre del año tras anterior y qué parte corresponde a inversión del año anterior. Los porcentajes obtenidos son la base para ponderar el componente existente a diciembre. Paso 6. Se resumen los componentes de inversión a aplicar a la revaluación a realizarse en diciembre del año actual.

Construcción en proceso Son las obras en proceso de construcción que aun no están disponibles para ser utilizadas en la operación. Los intereses de construcción de la Planta Hidroeléctrica Balsa Superior, en San Ramón de Alajuela fue suspendido, por lo que los costos acumulados por ¢1,779 millones en construcción en proceso se trasladaron a otros activos en abril de 2008. Con base en el informe técnico emitido por el departamento de Ingeniería de Proyectos de generación en diciembre de 2009, se reclasificó 933 millones a gasto y se dejó ¢866 millones correspondientes a partidas aprovechables para el proceso de rediseño del proyecto. Actualmente se tiene en proceso de construcción el Proyecto Hidroeléctrico de Balsa Inferior. Ver nota 19.

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h) Deterioro en el valor de los activos

Las NIIF requieren que se estime el importe recuperable de los activos cuando exista indicación de que puede haberse deteriorado su valor. Se requiere reconocer pérdida por deterioro siempre que el importe en libros de los activos sea mayor que su importe recuperable. Esta pérdida debe registrarse con cargo a resultados si los activos en cuestión se contabilizan por su precio de adquisición o costo de producción, y como disminución de las cuentas de superávit por revaluación si los activos se contabilizan por su valor revaluado.

El importe recuperable se define como el mayor entre el precio de venta neto y su valor de uso; se calcularía trayendo a valor presente los flujos de efectivo que se espera que surjan de la operación continua de los activos a lo largo de la vida útil. El importe recuperable se puede estimar tomando en cuenta lo que se denomina una unidad generadora de efectivo, que es el más pequeño grupo identificable que incluya el que se está considerando y cuya utilización continuada genera entradas de efectivo que sean en buena medida independientes de las entradas producidas por otros activos o grupos de activos.

i) Inversiones en otras entidades

La Compañía mantiene inversiones en otras entidades y sobre las cuales no tiene influencia significativa ni control. Estas inversiones se reconocen al costo.

j) Otros activos

Gastos pagados por anticipado – Se registran los costos y gastos desembolsados anticipadamente por el suministro de servicios y se amortizan durante el periodo en que se reciben, el cual no excede un año. Los costos y gastos correspondientes a seguros se amortizan de acuerdo con la vigencia de las primas.

Diferidos - Los activos diferidos comprenden principalmente impuesto sobre la renta diferido, cargos de modernización de sistemas de información y procesos, bienes en poder de terceros, obras y mejoras en propiedad ajena. Los cargos diferidos se amortizan por el método de línea recta en períodos que oscila entre uno y tres años de acuerdo con la vigencia que tenga cada proyecto.

k) Gastos pagados por anticipado

La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) estableció un aumento en la tarifa de compra de energía al ICE, igual a 10% para el periodo de abril a diciembre 2011 y en la tarifa de venta de CNFL igual a 4,86% para el periodo de mayo 2011 a marzo 2012. El aumento en tarifa produce un aumento en los gastos por compra de energía por ¢10,756 millones, y el incremento en la tarifa de venta produce ingresos adicionales por ¢7,626 millones en el periodo 2011, con una diferencia de ¢3,120 millones que la CNFL no cubra los costos por compras de energía en ese mismo periodo.

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Por lo anterior se hizo un ajuste contable de pago anticipado por compra de energía, cuando no se pueda reconocer una adecuada correlación de ingresos y gastos producto de la fijación desigual de tarifas de compra y venta de energía.

Cuando las tarifas de compra y venta de energía eléctrica fijadas por el ente regulador, no permitan establecer una adecuada correlación de ingresos y gatos, produciendo desfases en el registro de costos incurridos por compra de energía y la obtención de partidas especificas de ingresos, la diferencia en costos se registrar como pago anticipado por compra de energía vrs gasto por la compra de energía.

El saldo total del registro de la cuenta de pago anticipado se reversa en los meses de enero a marzo de 2012. Este activo como diferido normal, no se convierte en una partida deducible para fines del impuesto sobre la renta ni existe base fiscal temporal, por lo cual no genera registros por impuesto diferido al no haber diferencias temporales por cuanto la base fiscal y la base contable son iguales.

El 3 de julio de 2012 la ARESEP autorizó un nuevo aumento en la tarifa de compra de energía al ICE, por 7.9% y el 16 de agosto aprobó un ajuste adicional igual al 2.1% para el periodo julio – diciembre de 2012. El 17 de octubre decretó un ajuste de 5.02% en la tarifa de venta de CNFL para el periodo octubre – diciembre de 2012. Dichos ajustes provocaron un aumento de ¢ 7,168 millones en los gastos y ¢ 2,675 millones en los ingresos, produciéndose una diferencia de ¢ 4,493 millones que se registró como pago anticipado de octubre a diciembre de 2012, la cual se absorberá durante los meses de enero a junio 2013.

En diciembre de 2012 se registró la suma adicional de ¢ 1,223 millones en el corte, debido a que el 13 de noviembre la ARESEP aprobó un nuevo ajuste de 7.6% a la tarifa TCB del ICE. El aumento de 3.07% como compensación en la tarifa de venta de la CNFL se publicó en La Gaceta del 24 de diciembre. La absorción de este monto será durante el periodo enero – octubre de 2013.

l) Intangibles

Corresponde principalmente a los costos incurridos en los derechos de uso y servidumbre, los cuales se amortizan en periodos pactados entre 2 y 15 años. Además se registran como intangibles el software y licencias adquiridas en desarrollo de los procesos de modernización de los sistemas de información computarizados, los cuales se amortizan utilizando el método de línea recta en un período de uno a tres años.

m) Impuestos El impuesto sobre la renta incluye el impuesto corriente y el diferido. El impuesto sobre la renta se reconoce en el estado de resultados, excepto que esté asociado con alguna partida reconocida directamente en la sección patrimonial, en cuyo caso se reconoce en el patrimonio.

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El impuesto sobre la renta corriente es el impuesto a pagar en el año sobre las utilidades gravables, calculado con base en la tasa de impuesto vigente a la fecha del cierre. El impuesto sobre la renta diferido se establece utilizando el método pasivo del balance contemplado en la norma internacional de contabilidad No. 12, Impuesto sobre las Ganancias. Tal método se aplica a las diferencias temporales entre el valor en libros de activos y pasivos para efectos financieros y los valores utilizados para propósitos fiscales. De acuerdo con esta norma las diferencias temporales se identifican como diferencias temporales gravables (las cuales resultarán en un futuro en un monto imponible), o diferencias temporales deducibles (las cuales resultarán en el futuro en partidas deducibles). Un pasivo diferido por impuesto representa una diferencia temporal gravable, y un activo diferido por impuesto representa una diferencia temporal deducible. El activo por impuesto sobre la renta diferido se reconoce únicamente cuando se establece una probabilidad razonable de que existirán utilidades gravables futuras suficientes que permitan realizar ese activo. Asimismo, el activo por impuesto sobre la renta diferido reconocido, se reduce en la medida de que no es probable que el beneficio de impuesto se realizará.

n) Beneficios laborales por prestaciones legales

El importe reconocido como pasivo por beneficios definidos es la suma neta total de los siguientes importes:

(a) el valor presente de la obligación por beneficios definidos al final del periodo sobre el que se informa;

(b) Ganancia actuarial (menos cualquier pérdida actuarial) no reconocida por causa del tratamiento contable se reconoce en resultados) ;

(c) Cualquier importe procedente del costo de servicio pasado todavía no reconocido como gasto;

La Compañía determina el valor presente de las obligaciones por beneficios definidos, con una regularidad que es suficiente para asegurar que los importes reconocidos en los estados financieros no difieran significativamente de los importes que podrían determinarse en la fecha de cierre del periodo sobre el que se informa. La Compañía reconoce en el resultado el importe total neto de las siguientes cantidades, salvo que otra norma requiera o permita su inclusión en el costo de un activo:

(a) el costo de servicio del periodo corriente;

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(b) las ganancias y pérdidas actuariales, según se requiera de acuerdo con la política contable de la Compañía;

Método de valoración actuarial La Compañía utiliza el método de la unidad de crédito proyectada para determinar el valor presente de sus obligaciones por beneficios definidos, y el costo por los servicios prestados en el periodo actual y, en su caso, el costo de servicios pasados. Al determinar el valor presente de sus obligaciones por beneficios definidos, así como los costos que corresponden a los servicios prestados en el periodo corriente, y en su caso los costos de servicio pasado, la Compañía distribuye los beneficios entre los periodos de servicio. No obstante si los servicios prestados por un empleado en años posteriores van a originar un nivel significativamente más alto de beneficios que el alcanzado en los años anteriores, la Compañía reparte linealmente el beneficio en el intervalo de tiempo que medie entre:

(a) la fecha a partir de la cual el servicio prestado por el empleado le da derecho

al beneficio (con independencia de que los beneficios estén condicionadas a los servicios futuros); y

(b) la fecha en la que los servicios posteriores a prestar por el empleado le

generen derecho a importes adicionales no significativos del beneficio, salvo por causa de los eventuales incrementos de salarios en el futuro.

Si la Compañía adopta una política de reconocer las ganancias y pérdidas actuariales en el periodo en el que ocurren, podrá reconocerlas en otro resultado integral, siempre que:

(a) todos sus planes de beneficios estén definidos; y (b) todas sus ganancias y pérdidas actuariales estén registradas en resultados.

Al medir sus pasivos por beneficios definidos, la Empresa reconoce, el costo de servicio pasado como un gasto, repartiéndolo linealmente entre el periodo medio que reste hasta la consolidación definitiva del derecho a recibir los beneficios de forma irrevocable. No obstante, cuando los beneficios resulten irrevocables de forma inmediata tras la introducción, o tras cualquier cambio, de beneficios definidos, la Compañía procede a reconocer, en los beneficios netos, de forma inmediata los costos de servicio pasado.

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o) Cuentas y documentos por pagar Las cuentas y documentos por pagar están compuestas por todas las obligaciones que ha contraído con el ICE y con terceros por la adquisición de bienes y servicios, la contratación de deudas por préstamos bancarios o por la generación de una deuda comercial derivada de las actividades del negocio. Estos pasivos se mantienen registrados al valor nominal de la obligación asumida. Las obligaciones contraídas en moneda extranjera, se registran al tipo de cambio para la compra de referencia del BCCR.

p) Contingencias Ciertas condiciones contingentes pueden existir en la fecha que los estados financieros son emitidos, que pueden resultar en pérdida aunque únicamente serán resueltas en el futuro cuando uno o más hechos sucedan o puedan ocurrir. Tales contingencias son calificadas por la Administración de acuerdo con su probabilidad de ocurrencia con el concurso de sus asesores legales. Si la evaluación de la contingencia indica que es probable que una pérdida material ocurra y el monto del pasivo puede ser estimado, entonces es reconocida en los estados financieros.

q) Reconocimiento de ingresos costos y gastos

Los ingresos por la venta de electricidad y servicios eléctricos son reconocidos en resultados en el momento en que se emite la facturación respectiva. Los gastos son reconocidos en el momento en que se incurren por el método de devengado.

r) Reservas estatutarias

a) Aportes para extensión de líneas eléctricas, aportes para el desarrollo Está constituido por los aportes para extensión de líneas eléctricas. Una vez terminadas y puestas en operación, el valor de las obras construidas y financiadas parcial o totalmente por los clientes son traspasadas a propiedad de la CNFL, y reconocidas como ingreso en el periodo. Esta política sufrió un cambio con base en lo establecido por la Interpretación de la NIIF 18, Transferencias de activos provenientes de clientes, vigente desde el 1 de julio de 2009.

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El párrafo 6 establece: “Esta interpretación también se aplicará a los acuerdos en que una entidad recibe efectivo de un cliente, cuando ese importe de efectivo deba utilizarse solo para construir o adquirir un elemento de propiedades, planta y equipo y la entidad deba utilizar el elemento de propiedades, planta y equipo, para conectar al cliente a una red o para proporcionarle un acceso continuo al suministro de bienes y servicios, o para ambas cosas”. Asimismo los párrafos 9 y 10 establecen la definición de activo, en el sentido de que “un activo es controlado por la entidad como resultado de sucesos pasados, del que la entidad espera obtener beneficios económicos en el futuro” y “una entidad que controla un activo puede generalmente hacer uso de ese activo como considere oportuno”. Por otra parte el párrafo 13 de dichas interpretación, indica lo siguiente: “De acuerdo con los términos de los acuerdos considerados dentro del alcance de esta Interpretación, una transferencia de un elemento de propiedades, planta y equipo, sería un intercambio de bienes y servicios de naturaleza diferente. Por consiguiente, la entidad reconocerá ingresos por actividades ordinarias…” La CNFL aplicó esta nueva normativa a partir de diciembre de 2009, razón por la cual creó la cuenta 40103023, Ingresos por aporte para el desarrollo y reclasificó ¢1,379 millones del superávit donado, equivalente a los registros netos del periodo julio diciembre de 2009. En el periodo 2012 se reconocieron como ingresos ¢ 4,200 millones.

b) Superávit por revaluación de activos productivos

Una porción del superávit por revaluación de activos productivos que se incluye en el patrimonio se trasladó directamente a las utilidades no distribuidas en el momento de su realización, que corresponde con el superávit trasladado a utilidades acumuladas por ¢8,085,753 miles en 2012 y ¢7,406,850 en 2011 (nota 16).

c) Reserva legal De acuerdo con el artículo 143 de la ley No. 3284, Código de Comercio la Compañía debe destinar 5% de las utilidades netas de cada año para la formación de una reserva hasta alcanzar 20% del capital social.

- 22 -

d) Reserva para desarrollo de proyectos

La Reserva para Desarrollo de Proyectos se creó en la asamblea ordinaria de accionistas número 97 de 30 de abril de 2001, en la que se autorizó el traslado de las utilidades no distribuidas al 31 de diciembre de 2000, así como de los dividendos declarados no cancelados al 31 de diciembre de 1999, por ¢1,000 millones, con la finalidad de mantener un fondo patrimonial para la financiación de capital de trabajo para los proyectos que están en desarrollo.

s) Utilidad neta por acción

La utilidad neta por acción se calcula con base en las acciones de capital suscritas y pagadas en circulación al cierre del ejercicio.

La Compañía calcula el importe de las ganancias por acción básicas correspondientes al resultado del periodo atribuible a los tenedores de instrumentos ordinarios de patrimonio y, si el importe se ha presentado en los estados financieros, al resultado del periodo de las operaciones continuadas atribuibles a dichos tenedores de instrumentos de patrimonio.

Las ganancias por acción básica se calculan dividiendo el resultado del periodo atribuible a los tenedores de instrumentos ordinarios de patrimonio (el numerador) entre el promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación (el denominador) durante el periodo.

Ganancias por acción común Comparativo diciembre 2011 y 2012

Miles de colones

2012 2011

Utilidad del período ¢ 7,659,500 3,524,864

Cantidad de acciones 63,318 63,318

Ganancia por acción 120.97 55.67

t) Cuentas de orden

Se registran como cuentas de orden principalmente los compromisos pendientes de formalización y los derechos o responsabilidades contingentes, como los valores recibidos en custodia o garantía, los contratos suscritos para la compra de activos de telecomunicaciones y servicios, el valor de los activos castigados como resultado de la aplicación de normas de saneamiento contable y los litigios laborales y administrativos pendientes. Igualmente, se clasifican como cuentas de orden los saldos por cobrar a favor de terceros correspondientes a los servicios prestados por otros operadores y facturados a través de la Compañía, y las diferencias entre los saldos contables y fiscales.

23

u) Costos de financiamiento La Compañía capitaliza los costos por préstamos que sean directamente atribuibles a la adquisición, construcción o producción de activos aptos, como parte del costo de dichos activos y reconoce otros costos por préstamos como gastos en el periodo en que se haya incurrido en ellos. Cuando la Compañía completa la construcción de un activo apto por partes, y cada parte se pueda utilizar por separado mientras continúa la construcción de las restantes, la Compañía cesa la capitalización de los costos por préstamos cuando estén terminadas, sustancialmente, todas las actividades necesarias para preparar esa parte para el uso al que está destinada o para su venta. Los intereses acumulados que se han capitalizado son:

v) Normas de contabilidad emitidas recientemente

NIIF 9: Instrumentos financieros

Esta norma es de aplicación en los periodos que comiencen en o después del 1 de enero de 2013. El objetivo de esta NIIF es establecer los principios para la información financiera sobre activos financieros de manera que presente información útil y relevante para los usuarios de los estados financieros de cara a la evaluación de los importes, calendario e incertidumbre de los flujos de efectivo futuros de la entidad.

NIIF 10: Estados financieros consolidados

Esta norma reemplaza a la NIC 27 Consolidación y estados financieros separados y la SIC 12 Consolida7ción, Entidades de cometido específico. Esta norma es de aplicación en los periodos que comiencen en o después del 1 de enero de 2013. El objetivo de esta NIIF establece los principios de consolidación cuando una entidad controla una o más entidades.

NIIF 11: Arreglos conjuntos

Esta norma es de aplicación en los periodos que comiencen en o después del 1 de enero de 2013. El objetivo de esta NIIF es establecer los principios para las revelaciones financieras de las partes que integran un arreglo conjunto.

Esta norma deroga la NIC 31, Negocios conjuntos y la SIC 13 Entidades controladas conjuntamente, contribuciones no monetarias por los inversionistas.

2012 2011 (en miles de colones) Proyecto en construcción Proyecto Hidroeléctrico Balsa Inferior ¢ 9,561,092 2,818,634 Total ¢ 9,561,092 2,818,634

24

NIIF 12: Revelaciones sobre inversiones en otras entidades Esta norma es de aplicación en los periodos que comiencen en o después del 1 de enero de 2013. El objetivo de esta NIIF es requerir revelaciones a las entidades que permitan a los usuarios de los estados financieros evaluar la naturaleza de y riesgos con las inversiones en otras entidades; y los efectos de esas inversiones en la posición financiera, rendimientos y flujos de efectivo. NIIF 13: Medición del valor razonable Esta norma es de aplicación en los periodos que comiencen en o después del 1 de enero de 2013. Esta NIIF define “valor razonable”, establece un solo marco conceptual en las NIIF para medir el valor razonable y requiere revelaciones sobre la medición del valor razonable. Esta NIIF aplica a otras NIIF que permiten la medición al valor razonable. NIC 27 revisada: Estados financieros separados Esta norma es de aplicación en los periodos que comiencen en o después del 1 de enero de 2013. El objetivo de esta NIIF es el de describir el tratamiento contable y las revelaciones requeridas para subsidiarias, negocios conjuntos y asociadas cuando la entidad prepara estados financieros separados. NIC 28 revisada: Inversiones en asociadas y negocios conjuntos Esta norma es de aplicación en los periodos que comiencen en o después del 1 de enero de 2013. El objetivo de esta NIIF es el de describir el tratamiento contable para inversiones en asociadas y determina los requerimientos para la aplicación del método de participación patrimonial al contabilizar inversiones en asociados y negocios conjuntos. NIC 19 revisada: Beneficios a empleados Esta norma es de aplicación en los periodos que comiencen en o después del 1 de enero de 2013. Incluye cambios referidos a los planes de beneficios definidos para los cuales requería anteriormente que las remediciones de las valoraciones actuariales se reconocieran en el estado de resultados o en Otros resultados integrales. La nueva NIC 19 requerirá que los cambios en las mediciones se incluyan en Otros resultados integrales y los costos de servicios e intereses netos se incluyan en el estado de resultados.

25

NIC 1: Presentación de estados financieros: Mejoras en la presentación de otros resultados integrales Esta norma es de aplicación en los periodos que comiencen en o después del 1 de julio del 2012. Los cambios que se han incluido en la NIC 1 son a párrafos específicos relacionados con la presentación de los Otros resultados integrales. Estos cambios requerirán que los Otros resultados integrales se presenten separando aquellos que no podrán ser reclasificados subsecuentemente al Estado de resultados y los que podrán ser reclasificados subsecuentemente al estado de resultado si se cumplen ciertas condiciones específicas. NIC 12: Impuestos diferidos: Mejoras recuperación de activos subyacentes Esta norma es de aplicación en los periodos que comiencen en o después del 1 de enero de 2012. Deroga la SIC 21 Recuperación de acticos no depreciables revaluados. Los cambios proveen un enfoque práctico para medir activos y pasivos por impuestos diferidos al medir al valor razonable las propiedades de inversión. Interpretaciones a las NIIF Las siguientes interpretaciones han sido emitidas y entrarán en vigencia en periodos posteriores: IFRIC 19: Amortizando pasivos financieros con instrumentos de patrimonio. Efectiva a partir de los periodos que comiencen en o después del 1 de julio de 2010.

- 26 -

Los inmuebles, maquinaria, equipo y obras en construcción al 31 de diciembre de 2012 y 2011 se detallan como sigue:

Costo Plantas

hidroeléctricas Red de

distribución Alumbrado

público Otras

propiedades Obras en

construcción (1) Adelanto de

obras Total

Saldos al 31 de diciembre de 2010 (A) ¢ 49,486,181 112,234,249 8,443,385 41,327,356 20,704,517 0 232,195,688

Adiciones 244,305 13,547,011 1,288,402 5,898,543 35,013,796 3,086,340 59,078,397

Retiros 0 (491,766) (186,931) (921,305) (17,107,722) 0 (18,707,724)

Ajustes y traspasos 0 0 0 259 2,717,054 0 2,717,313

Saldos al 31 de diciembre de 2011 (A) 49,730,486 125,289,494 9,544,856 46,304,853 41,327,645 3,086,340 275,283,674

Adiciones 403,073 9,062,273 1,466,077 2,536,455 64,933,525 5,428,481 83,829,884

Retiros 0 (414,014) (32,609) (726,149) (11,823,994) 0 (12,996,766)

Ajustes y traspasos 0 (54,419) 122,449 (439,787) (2,717,057) (3,086,340) (6,175,154)

Saldos al 31 de diciembre de 2012 (A) ¢ 50,133,559 133,883,334 11,100,773 47,675,372 91,720,119 5,428,481 339,941,638

Revaluación

Plantas hidroeléctricas Red de Alumbrado Otras Obras Adelanto de

distribución público propiedades en construcción (1) obras Total

Saldos al 31 de diciembre de 2010 (B) 61,302,265 156,928,609 10,344,408 43,598,284 0 0 272,173,566

Revaluación anual 5,460,430 12,645,643 914,838 2,702,506 0 0 21,723,417

Retiros 0 (1,625,612) (245,134) (503,169) 0 0 (2,373,915)

Ajustes y traspasos 0 0 0 37,071 0 0 37,071


Revaluación anual 3,668,370 9,836,983 723,696 2,378,450 0 0 16,607,499

Retiros 0 (1,022,751) (76,235) (552,777) 0 0 (1,651,763)

Ajustes y traspasos 1 (29,701) 135,146 (143,713) 0 0 (38,267)


Total al 31 de diciembre de 2012 (A+B) ¢ 120,564,625 310,616,505 22,897,492 95,192,024 91,720,119 5,428,481 646,419,246

(1) Ver anexo 2. Sigue…

Nota 3 Inmuebles, maquinaria y equipo

Detalle de inmuebles, maquinaria y equipo

(en miles de colones)

- 27 -

Detalle de inmuebles, maquinaria y equipo

Depreciación costo

Plantas

hidroeléctricas

Red de

distribución

Alumbrado

público

Otras

propiedades

Obras en

construcción (1)

Adelanto de

obras Total

Saldos al 31 de diciembre de 2010 (A) ¢ 6,797,549 20,786,868 1,324,495 11,551,531 0 0 40,460,443

Depreciación 1,293,389 4,161,975 319,210 1,599,874 0 0 7,374,448

Depreciación centros de servicio 0 0 0 968,083 0 0 968,083

Ajustes 0 0 0 1,566 0 0 1,566

Retiros 0 (150,487) (180,703) (772,933) 0 0 (1,104,123)

Saldos al 31 de diciembre de 2011 (A) 8,090,938 24,798,356 1,463,002 13,348,121 0 0 47,700,417

Depreciación 1,301,041 4,604,886 361,926 1,813,085 0 0 8,080,938


Ajustes 2,185 (30,789) 166,990 7,041 0 0 145,427

Retiros 0 (126,474) (31,523) (545,955) 0 0 (703,952)Saldos al 31 de diciembre de 2012 (A) ¢ 9,394,164 29,245,979 1,960,395 15,547,307 0 0 56,147,845

Depreciación revaluación

Planta

hidroeléctrica

Red de

distribución

Alumbrado

público

Otras

propiedades

Obras en

construcción (1)

Adelanto de

obras Total

Saldos al 31 de diciembre de 2010 (B) ¢ 18,120,406 83,614,661 5,953,317 12,757,129 0 0 120,445,513

Depreciación 1,730,492 4,559,109 276,024 455,948 0 0 7,021,573


Revaluación anual 1,228,132 4,934,018 354,881 474,249 0 0 6,991,280

Ajuste 0 0 0 36,204 0 0 36,204

Retiros 0 (1,188,537) (236,965) (466,192) 0 0 (1,891,694)


Depreciación 1,736,839 4,578,933 278,178 534,049 0 0 7,127,999


Revaluación anual 914,954 3,979,890 277,516 463,442 0 0 5,635,802

Ajuste (137,791) (326,530) 104,061 (26,574) 0 0 (386,834)

Retiros 0 (883,382) (73,694) (345,138) 0 0 (1,302,214)


Saldos 31 de diciembre de 2012 (A+B) 32,987,196 128,514,141 8,893,713 29,850,253 0 0 200,245,303

Saldo neto:Al 31 de diciembre de 2011 ¢ 87,323,213 176,520,527 12,748,709 65,250,202 41,327,645 3,086,340 386,256,636

Al 31 de diciembre de 2012 ¢ 87,577,429 182,102,364 14,003,779 65,341,771 91,720,119 5,428,481 446,173,943

…..viene

- 28 -

Nota 4 Efectos por cobrar

Los efectos por cobrar al 31 de diciembre se detallan como sigue:

2012 2011


Corto plazo

Largo plazo

Corto Plazo

Largo Plazo

P.T Moín III, finiquito (1)

Principal ¢ 937,720 937,720

937,720 1,875,439 Intereses

43,614 0

66,672 0

Eólico Valle Central

Principal 203,692 1,578,613 0 0 Intereses 5,954 0 0 0 Funcionarios 2,773 5,926 3,967 7,612 Convenios de pago

66,742 0

39,850 0

En trámite judicial

108,358 0

23,863 0 Estimación incobrables

(11,507)

0

(17,611)

0

Total ¢ 1,357,346 2,522,259

1,054,461 1,883,051

(1). Ver nota 26 Contrato Planta Moín III

Nota 5 Otros activos

El detalle de otros activos al 31 de diciembre se presenta a continuación:

2012

2011


Inmueble, maquinaria y equipo fuera operación ¢ 13,179,037

13,014,900 Menos: depreciación acumulada

(6,229,681)

(5,956,178)

Neto, maquinaria y equipo fuera de operación

6,949,356

7,058,722 Garantías de cumplimiento ambiental

838,780

633,426

Absorción costos de compra y desarrollo (1)

3,323,904

4,846,671 Software en proceso de desarrollo (2)

2,441,025

1,253,125

Costos proyectos de generación (3)

866,080

866,080 Servidumbres

31,954

31,954

Centros de servicio

186,089

248,992 Fondo de Ahorro y Préstamo

200,000

200,000

Otros (4)

14,057

10,832 Total ¢ 14,851,245

15,149,802

(1) La disminución en 2012 corresponde a la amortización que se registra mensualmente.

(2) Mejoras de sistemas en desarrollo que presentan la siguiente composición:

- 29 -

2012

2011


Mejoras Sistema Administración Ordenes Compra

¢ 0

285,867

Proyecto SIGEL

53,266

46,485 Sistema AIDI (Sección Almacén)

69,448

0

Portal Empresarial

600

0 Sistema de Recursos Humanos

0

83,101

Sistema Procesamiento Comercial (PROCOM) (a)

2,305,327

837,672

Sistema MerLink

12,384

0 Total ¢ 2,441,025

1,253,125

a) Las etapas del PROCOM se definieron en la siguiente forma:

Fecha de Fecha estimada

Etapas de Desarrollo

Inicio de finalización Estado

Análisis y diseño

21/11/2008 25/06/2009 Concluida Fase I

26/06/2009 09/05/2011 Concluida

Fase II

05/07/2011 10/05/2012 Concluida Fase III

11/06/2011 09/05/2013 En proceso

Pruebas finales integrales

01/11/2012 15/03/2013 En proceso Rendimiento CPU y memoria

09/05/2013 31/10/2013 Tarea Futura

(3) Montos acumulados del proyecto Balsa Superior. Este proyecto consideró en sus inicios la construcción de dos casas de máquinas, la primera con capacidad de 83.50 MW y la segunda de 49,10 MW para un total de 132.60 MW de potencia, sin embargo no se obtuvo la aprobación por parte del ICE para iniciar el proceso de licitación, justificando que el proyecto no fue diseñado bajo sus condiciones, por lo que el proyecto se debía reformular y en esta reformulación se disminuyó la capacidad a una potencia de 40.39 MW, lo cual ocasionó que se registrara como gastos ajenos a operación en este periodo ¢ 932,746 (miles de colones) producto de costos que se tenían capitalizados en la cuenta de activo Costos acumulados, proyectos de generación. Actualmente el proyecto se encuentra en espera de instrucciones para su continuación.

(4) En los años 2012 y 2011 la cuenta incluye ¢5,716 y 3,120 por anticipos por compra de energía respectivamente.

Nota 6 Inversiones a largo plazo

Al 31 de diciembre las inversiones a largo plazo incluyen:

- 30 -

2012

2011


Eólico Valle Central, S.A. (1) ¢ 5,321,522

5,321,522 Empresa Propietaria de Red, S.A.

252,317

252,317

Ingeniería Energética, S.A. (INESA)

100

100 Total ¢ 5,573,939

5,573,939

(1) Construcción de planta de generación eólica mediante una sociedad establecida entre el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE) y la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.

Nota 7 Efectivo y equivalentes de efectivo

Al 31 de diciembre el efectivo y equivalentes se detallan como sigue:

(1) Se abrió la cuenta corriente No. 2292011 en el Banco de Costa Rica que tiene por finalidad recibir el dinero producto de la colocación de los bonos serie B y se disminuye por la aplicación de los recursos para el proyecto que se financia; este caso corresponde a Balsa Inferior.

(2) Inversiones en valores a plazo US$4,882 miles al 3% en promedio, vencimiento 28012013 (Banco de Costa Rica y Gobierno) y ¢59,263 miles al 7.26% vencimiento el 21012013 con el Banco Nacional de Costa Rica.

Nota 8 Cuentas por cobrar

Al 31 de diciembre las cuentas por cobrar son:

2012

2011


Consumidores ¢ 20,306,648

19,180,827 Convenios, servicios liquidados y otros

2,279,767

1,685,548

Gobierno de Costa Rica

863,699

931,689 ICE (Nota 11)

2,683,438

1,140,597

Daños a instalaciones eléctricas

473,313

883,543 Retenciones impuesto sobre la renta 2%

613,580

635,069

Adelanto impuesto sobre ventas

85,246

78,345

2012 2011 (en miles de colones) Efectivo en cuentas bancarias Bancos del Estado ¢ 3,084,144 2,722,075 Fondos de trabajo 10,000 17,100 Fondos con finalidad específica Amortización deuda a largo plazo 3,764,425 2,145,904 Pago de servicios al ICE en colones 5,210,266 3,499,416 Inversiones en valores (2) 2,544,516 2,526,750 Platino bonos (1) 112 4,066 Total ¢ 14,613,463 10,915,311

- 31 -

I.N.S. Indemnización Planta Cote (Nota 17 1b) (1)

2,035,589

4,145,560 Ministerio de Hacienda, impuesto retenido

141,857

109,486

Crédito fiscal impuesto sobre las ventas

1,366,667

1,561,779 Convenios iluminación instituciones públicas

78,294

142,156

Otras

242,738

762,511 Subtotal

31,170,836

31,257,110

Estimación cuentas de cobro dudoso, consumidores

(1,294,068)

(1,379,866) Estimación cuentas de cobro dudoso, Gobierno

(15,000)

(15,000)

Estimación cuentas de cobro dudoso, daños instalaciones

(473,313)

(883,513)

Total ¢ 29,388,455

28,978,731 (1) De acuerdo con el informe de Litigios a diciembre 2012 la Dirección Jurídica

Institucional señala que debido a que la sentencia en segunda instancia fue favorable a la CNFL. Existe certeza de que se va a recuperar lo invertido en la corrección de los daños ocasionados por el deslizamiento. Además el Instituto Nacional de Seguros (INS), depositó US$ 7,997,917 a la cuenta del Juzgado Contencioso Administrativo, cantidad que está relacionada con la demanda planteada al INS por parte de la Compañía y de la que se deriva la cuenta por cobrar. En marzo se recibió el pago de 4 millones de US dólares y se espera continuar con el proceso de recuperación de esta deuda. Ver notas 19 y 30.

Nota 9 Inventarios

Al 31 de diciembre los inventarios se componen de:

(1) Inventarios de almacenes trasladados a proyectos en construcción (anexo 2), en los periodos 2012 y 2011.

2012 2011 (en miles de colones) En almacenes ¢ 8,873,055 9,872,018 En tránsito 1,243,780 580,653 10,116,835 10,452,671 Materiales asignados a proyectos (1) (3,716,281) (4,496,213) Estimación para obsolescencia (49,476) (74,997) Total ¢ 6,351,078 5,881,461

-32-

Nota 10 Deuda a largo plazo


Ajustes por

Tasa de Saldo al diferencial Porción Largo

Dólares Colones Usado interés 31/12/2011 Amortización cambiario Aumentos Colones Dólares circulante plazo

Bancos

Emisión Bonos Serie A - Años 2006 y 2008 US$ 0 ¢ 0 Tasa pasiva+2,25% ¢ 0 0 0 0 0 0 0 0

Emisión Bonos Serie B - Año 2010 0 15,000,000 15,000,000 11.45 % Anual 14,996,392 0 0 3,608 15,000,000 0 0 15,000,000

Emisión Bonos Serie B-2 Año 2011 0 15,000,000 15,000,000 Tasa pasiva+3,27% 15,000,000 0 0 0 15,000,000 0 0 15,000,000

Emisión Bonos Serie B-3 Año 2012 0 12,000,000 12,000,000 Tasa Pasiva + 3,21% 0 0 0 12,000,000 12,000,000 0 0 12,000,000

0 42,000,000 42,000,000 29,996,392 0 0 12,003,608 42,000,000 0 0 42,000,000

Otros

Inst.Crédito Oficial España-Deutsche Bank 25,628,277 0 25,628,277 0,70% anual 13,266,485 0 (232,910) 0 13,033,575 25,595 651,679 12,381,896

Deutsche Bank, Sociedad Anónima Española 25,628,277 0 25,628,277 5,86% anual 4,642,951 (1,290,023) (94,760) 0 3,258,168 6,398 1,302,624 1,955,544

Préstamo KFW 1 26,500,000 0 26,500,000 5.11% anual 9,615,022 (1,347,644) (170,620) 0 8,096,758 15,900 1,349,460 6,747,298

Préstamo KFW 2 9,500,000 0 9,500,000 3.61% anual 4,185,516 (483,118) (74,133) 0 3,628,265 7,125 483,770 3,144,495

BICSA Línea de Crédito ($3 millones) 3,000,000 0 3,000,000 5% anual 7,774,949 0 (201,061) (6,046,200) 1,527,688 3,000 1,527,688 0

Banco de Costa Rica 0 40,428,250 31,549,569 TBP+2%, 3er año TBP+3% 0 0 0 31,549,569 31,549,569 0 0 31,549,569

BICSA ($12 millones) 12,000,000 0 12,000,000 4,50% anual 0 0 64,560 6,046,200 6,110,760 12,000 0 6,110,760

102,256,554 40,428,250 133,806,123 39,484,923 (3,120,785) (708,924) 31,549,569 67,204,783 70,018 5,315,221 61,889,562

Totales US$ 102,256,554 ¢ 82,428,250 175,806,123 ¢ 69,481,315 (3,120,785) (708,924) 43,553,177 109,204,783 70,018 5,315,221 103,889,562

Al 31 de diciembre de 2012 la deuda a largo plazo se detalla de la siguiente manera:

Total autorizado

-33-


Ajustes por

Tasa de Saldo al diferencial Porción Largo

Dólares Colones Usado interés 31/12/2010 Amortización cambiario Aumentos Colones Dólares circulante plazo

Bancos

Emisión Bonos Serie A - Años 2006 y 2008 US$ 6,000,000 0 6,000,000 Tasa pasiva+2,25% ¢ 6,000,000 (6,000,000) 0 0 0 0 0 0

Emisión Bonos Serie B - Año 2010 0 14,996,392 14,996,392 11.45 % Anual 14,996,392 0 0 0 14,996,392 0 0 14,996,392

Emisión Bonos Serie B-2 Año 2011 0 15,000,000 15,000,000 Tasa pasiva+3,27% 0 0 0 15,000,000 15,000,000 0 0 15,000,000

6,000,000 29,996,392 35,996,392 20,996,392 (6,000,000) 0 15,000,000 29,996,392 0 0 29,996,392

Otros

Inst.Crédito Oficial España-Deutsche Bank 25,628,277 0 25,628,277 0,70% anual 13,260,345 0 6,140 0 13,266,485 25,595 1,325,901 11,940,584

Deutsche Bank, Sociedad Anónima Española 25,628,277 0 25,628,277 5,86% anual 5,966,743 (1,299,006) (24,786) 0 4,642,951 8,957 0 4,642,951

Préstamo KFW 1 26,500,000 0 26,500,000 5.11% anual 10,983,509 (1,359,490) (8,997) 0 9,615,022 18,550 1,373,575 8,241,447

Préstamo KFW 2 9,500,000 0 9,500,000 3.61% anual 4,675,763 (487,364) (2,883) 0 4,185,516 8,075 492,414 3,693,102

BICSA Línea de Crédito 15,000,000 0 15,000,000 6.25% anual 1,554,270 0 75,119 6,145,560 7,774,949 15,000 518,330 7,256,619

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

102,256,554 0 102,256,554 36,440,630 (3,145,860) 44,593 6,145,560 39,484,923 76,177 3,710,220 35,774,703

Totales US$ 108,256,554 ¢ 29,996,392 138,252,946 ¢ 57,437,022 (9,145,860) 44,593 21,145,560 69,481,315 76,177 3,710,220 65,771,095

Al 31 de diciembre de 2011 la deuda a largo plazo se detalla de la siguiente manera:

Total autorizado

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Los saldos y transacciones con el ICE se detallan así (en miles de colones):

2012 2011

Activo

Efectos por cobrar, principal ¢ 1,875,440 2,813,159

Efectos por cobrar, intereses 43,614 66,672

Cuentas por cobrar 2,683,438 1,140,597

Depósitos en garantía por servicios teléfonicos 7,755 7,755

4,610,247 4,028,183

Pasivo

Cuentas por pagar 33,621,710 29,413,865

33,621,710 29,413,865

Ingresos

Venta de servicio eléctrico 5,755,052 5,453,772

Alquiler de postes 1,234,989 1,071,452

Alquiler de ductos 171,598 172,974

Planta térmica Moín III, finiquito 99,732 151,676

Alquiler terrenos Subestación Uruca 2,212 1,353

Comisión venta tarjetas telefónicas 5 50

Comisión cobro recibos telefónicos 6,071 8,937

Servicios varios 25,411 244,843

Comisión recibos eléctricos 23 30

7,295,093 7,105,087

Gastos

Compra de energía 186,555,638 186,600,914

Servicios telefónicos 194,506 186,391

Dividendos pagados 347,550 0

¢ 187,097,694 186,787,305

Nota 11 Operaciones con el Instituto Costarricense de Electricidad

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Nota 12 Prestaciones legales

La legislación costarricense requiere el pago de auxilio de cesantía al personal despedido sin causa justa, por muerte o pensión igual a 20 días de sueldo por cada año de servicio continuo con un límite de ocho años. Por acuerdo en la Convención Colectiva de Trabajo firmada con sus empleados el 30 de agosto de 1995 la Compañía reconoce por el auxilio de cesantía un porcentaje sobre el cálculo de los veinte salarios posibles de cesantía conforme al número de años de servicio y de acuerdo con la siguiente tabla:

10 años 40% 11 años 45% 12 años 50% 13 años 55% 14 años 60% 15 años 65% 16 años 70% 17 años 75% 18 años 80% 19 años 90% 20 años 100%

La política para el registro de las prestaciones legales por parte de la Compañía se modificó (ver Nota 1, Resumen de operaciones de políticas de contabilidad).

La situación de las prestaciones legales se resume a continuación:

Concepto / Año 2012 2011


Valor presente de la obligación ¢ 28,280,159 25,604,963 Ganancias (pérdidas) actuariales no reconocidas 717,467 627,385 Acumulado contable ¢ 28,997,626 26,232,348

Exceso o déficit porcentual 2.54% 2.45%

Composición acumulado contable

2012 2011


Prestaciones contables ¢ 17,895,054 19,169,468 Trasladado ASEFYL

11,102,572 6,736,714

Total ¢ 28,997,626 25,906,182

El movimiento de la acumulación de los beneficios sociales al personal es el siguiente:

2012 2011 (en miles de colones)

Saldo al inicio del año ¢ 15,592,301 14,815,993 Aumentos (gasto reconocido en el periodo) 4,544,930 3,352,511 Disminuciones (liquidaciones) (3,242,177) (2,576,203) Total ¢ 16,895,054 15,592,301

- 36 -

Las premisas actuariales utilizadas son:

2012 2011

Años asignados 40 años 40 años Tasa de descuento 10.37% 10.37% Tasa de incremento (aumento de ley) 3.66 5.11 Tasa de incremento (ajuste extraordinario promedio) 0% 0% Inflación proyectada 4.10% 10,35%

Nota 13 Cuentas por pagar

El detalle de las cuentas por pagar al 31 de diciembre se presenta a continuación:

2012 2011


ICE ¢ 33,621,710 29,413,865 Proveedores

4,438,904 3,207,799

FAP

858,128 0 Dividendos por pagar

5,456 5,405

Depósitos de terceros

4,127,128 5,063,853 Total ¢ 43,051,326 37,690,922

Nota 14 Gastos acumulados por pagar

Los gastos acumulados al 31 de diciembre se presentan a continuación:

2012 2011


Prestaciones legales (Corto Plazo) ¢ 1,000,000 1,000,000 Intereses

1,058,011 403,529

Cargas sociales patronales

868,129 2,074,010 Vacaciones

3,176,626 2,719,835

Salario escolar

4,633,376 4,163,736 Otras provisiones

534,147 0

Impuestos y cánones

145,335 0 Subtotal

11,415,624 10,361,110

Provisiones por litigios

476,957 194,423 Total ¢ 11,892,581 10,555,533

Nota 15 Ganancia por acción

La utilidad por acción básica se calcula con base en la utilidad neta atribuible a las accionistas comunes de ¢ 7,659,500 miles en el 2012 (¢ 3,524,864 miles en 2011) y el promedio ponderado del número de acciones comunes en circulación durante los años terminados el 31 de diciembre de 2012 y 2011, de 63,318 miles de acciones, no existiendo aumentos o disminuciones para ambos periodos, calculado como sigue:

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2012 2011

Utilidad neta atribuida a los accionistas comunes ¢ 7,659,500 3,524,864 Promedio ponderado de acciones ordinarias:

Acciones ordinarias en circulación al inicio del año

63,318

63,318

Aumento de acciones en el año

0 0 Disminuciones de acciones en el año 0 0 Promedio ponderado acciones ordinarias en

circulación al final del año 63,318 63,318 Utilidad por acción común en circulación ¢ 120.97 55.67

Nota 16 Patrimonio

Al 31 de diciembre de 2012 y 2011 y por los años terminados en esas fechas las transacciones en el patrimonio se describen como sigue: a- Aportes para desarrollo

Al 31 de diciembre de 2012 y 2011 hubo aportes para desarrollo por ¢13,406,652 respectivamente.

b- Superávit por revaluación de activos productivos

El superávit por revaluación de activos productivos se detalla como sigue al 31 de diciembre: Saldo al 31 de diciembre de 2010 ¢ 155,302,916 Traslado al superávit ganado (1) (7,406,850) Revaluación de activos productivos en el 2011 (2) 15,124,883 Ajustes del periodo (481,360) Traslado al impuesto sobre la renta diferido pasivo (30%) diferencia entre 1,430,101 menos 1,387,509 (57,170) Saldo al 31 de diciembre de 2011 ¢ 162,482,419 Saldo al 31 de diciembre de 2011 ¢ 162,482,419 Traslado al superávit ganado (1) (8,085,753) Superávit ganado por activos retirados (349.820) Revaluación de activos productivos en el 2012 (3) 10,940,049 Ajustes vida útil de los activos 1,241,965 Impuesto sobre la renta diferido pasivo (136,014)

Saldo al 31 de diciembre de 2012 ¢ 166.092.846

(1) Traslado del superávit por revaluación al superávit ganado, sin pasar por el estado de resultados.

- 38 -

(2) La revaluación del año 2011 se basó índices de precios, ya que por razones

presupuestarias no se pudo hacer por un perito independiente.

(3) La revaluación del año 2012 se hizo por índices de precios, y peritos internos de acuerdo con la NIIF 13.

c- Reserva legal

De acuerdo con la legislación costarricense la Compañía debe asignar 5% de la utilidad neta de cada año para la formación de una reserva patrimonial hasta alcanzar 20% del capital de acciones.

Al 31 de diciembre 2012 y 2011 el saldo de la reserva legal expresado en miles de colones es ¢ 2,423,636 y ¢2,040,661 respectivamente.

d- Reserva para desarrollo de proyectos Al 31 de diciembre de 2012 y 2011 la Reserva para Desarrollo de Proyectos presenta un saldo por ¢71,527.

Nota 17 Impuestos El contrato eléctrico que desde el año 1941 rige las operaciones de la Compañía establece en el artículo 32 que durante la vigencia del contrato la Compañía continuará pagando los impuestos nacionales y municipales que a esa fecha estuvieron legalmente establecidos y que tengan carácter general. Asimismo continuará pagando al Municipio de San José 5% sobre las entradas brutas que reciba por servicio de luz en el Cantón Central de San José. Impuesto sobre la renta

Con respecto al impuesto sobre la renta, en enero de 1988 se publicó la Ley No.7722 que cita taxativamente las instituciones estatales sujetas al pago del impuesto sobre la renta, dentro de las cuales se encuentra la Compañía.

Mediante Decreto Ejecutivo publicado en La Gaceta 185 del 23 de setiembre de 1999 y con fundamento en la Ley 7722 denominada “Sujeción de instituciones estatales al pago del impuesto sobre la renta”, se incluyen los ingresos o beneficios obtenidos por las entidades como consecuencia de sus servicios y de su actividad económica y financiera, independiente de que sean exentos o no por disposición de leyes anteriores.

De ello únicamente puede deducirse los costos, los gastos las reservas de inversión y fondos de desarrollo necesario y pertinente para producir tales ingresos.

- 39 -

Se encuentran abiertas a revisión por parte de las autoridades fiscales las declaraciones del impuesto sobre la renta de los períodos 2009, 2010, 2011 y 2012.

Se aplica en los gastos deducibles el gasto por prestaciones legales originado en el período, por considerarla habitualidad en el pago.

Al 31 de diciembre de 2012 y 2011 el registro del impuesto sobre la renta diferido por las diferencias temporales originadas por el efecto de las estimaciones (expresado en miles) es:

A. Activos. Estimación para incobrables, provisiones y obsolescencia de inventarios

2012 2011 Saldo inicial ¢ 774,846 509,985 (Amortización) incremento, neto (93,750) 264,861 Traslado del pasivo 0 0 Ajuste períodos anteriores 0 0 Saldo final ¢ 681,096 774,846

B. Pasivos y patrimonio C. Total impuesto diferido neto

2012 2011 Saldo final activo diferido ¢ 681,096 774,846 Saldo final pasivo diferido 1,523,710 1,402,271 Total neto ¢ 842,614 627,425

Nota 18 Valor justo de mercado de los instrumentos financieros

Las NIIF requieren ciertas revelaciones de los instrumentos financieros que se relacionan con riesgos que afectan a la Compañía: riesgos crediticios, de tasa de interés y de tipo de cambio.

Riesgo crediticio

La Administración ha desarrollado políticas para el otorgamiento de créditos; la exposición al riesgo crediticio es monitoreada constantemente, de acuerdo con el comportamiento de pago de los deudores.

2012 2011 Saldo inicial ¢ 1,402,271 1,430,101 (Amortización) incremento, neto 1,523,710 1,387,693 Ajuste períodos anteriores (1,387,693) (1,415,523) Ajuste auditoría (14,578) 0 Traslado al patrimonio 0 0 Saldo final ¢ 1,523,710 1,402,271

- 40 -

Al 31 de diciembre de 2012 y 2011 la concentración más importante del riesgo crediticio son los consumidores, gobierno y el Instituto Nacional de Seguros.

Riesgo de tasa de interés

La Compañía tiene pasivos importantes representados por obligaciones bancarias sujetas a variaciones en las tasas de interés.

En relación con las obligaciones que generan cargos financieros la siguiente tabla indica las tasas de interés efectivas al 31 de diciembre de 2012 y 2011 y la porción de corto y largo plazo:

2012 Nota Tasa

de interés

Total (en miles)

De 0 a 12

meses ( en miles)

Más de

12 meses (miles)

Banco Internacional de Costa Rica 10 6,25% ¢ 7,638,448 1,527,688 6,110,760 Instituto de Crédito Oficial del Reino de España 10 0,70% 13,033,575 651,679 12,381,896 Deutsche Bank S.A.E 10 5,86% 3,258,168 1,302,624 1,955,544

Emisión de bonos serie A años 2010 10 11,45% 15,000,000 0

15,000,000 Emisión de bonos serie B año 2011 10 Tasa pasiva + 3,275 15,000,000 0 15,000,000 Emisión Serie B3 Año 2012 Tasa pasiva+3,21 12,000,000 0 12,000,000

Kreditanstal Für Wiederaufbau 10 5,11% 11,725,023 1,833,230 9,891,793

Banco de Costa Rica 10 Tasa pasiva+2%/3er

año 31,549,569 0 31,549,569 Total ¢ 109,204,783 5,315,221 103,889,562

2011 Nota Tasa

de interés

Total (en miles)

De 0 a 12

meses ( en miles)

Más de

12 meses (miles)

Banco Internacional de Costa Rica 10 6,25% ¢ 7,774,949 518,330 7,256,619 Instituto de Crédito Oficial del Reino de España 10 0,70% 13,266,485 1,325,901 11,940,584 Deutsche Bank S.A.E 10 5,86% 4,642,951 0 4,642,951 Emisión de bonos serie A años 2010 10 11,45% 14,996,392 0 14,996,392 Emisión de bonos serie B año 2011 10 Tasa pasiva + 3,275 15,000,000 0 15,000,000

Kreditanstal Für Wiederaufbau 10 5,11%

13,800,538

1,865,989 11,934,549 Total ¢ 69,481,315 3,710,220 65,771,095

Riesgo de tipo de cambio La Compañía incurre en el riesgo de tipo de cambio en la deuda a largo plazo denominada en US dólares.

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En relación con los pasivos en US dólares la Compañía no tiene una política de cobertura para este tipo de riesgo, no obstante tiene posibilidades de aplicar la fórmula de ajuste automática en caso de un comportamiento extraordinario en el tipo de cambio. Un resumen de los activos y pasivos monetarios en monedas extranjeras expresados en miles de US$ dólares de los Estados Unidos de América es el siguiente:

2012 2011 Activos Efectivo US$ 2,479 2,734 Cuentas y documentos por cobrar 7,702 8,021 Garantía compromisos ambientales 1,628 1,207 Inversiones 15,639 15,754 Total activo 27,448 27,716

Pasivos Deuda a corto plazo 15,941 11,961 Deuda a largo plazo 59,580 69,019 Intereses acumulados por pagar 409 422 Total pasivo 75,930 81,402

Exceso de pasivos sobre activos US$ 48,482 (53,686) Al 31 de diciembre de 2012 los activos y pasivos monetarios denominados en US dólares fueron valuados en colones a los tipos de cambio de ¢508,73 y de ¢505,35 por cada US$1,00 (¢505.35 y de ¢518.33 por US$1.00 en el 2011) para la compra y venta respectivamente. Como resultado de las transacciones en monedas extranjeras y de la valuación mencionada la Compañía reconoció gastos por diferencial cambio neto por aproximadamente ¢911,368 y ¢2,007,187 en 2012 y 2011 en miles de colones respectivamente, los cuales se presentan en el estado de ingresos y gastos. La Compañía sigue la política de registrar las diferencias de cambio en las cuentas de ingresos y gastos del año según sea el caso, excepto las que provienen de pasivos destinados a financiar obras en construcción, las cuales son capitalizadas a los activos respectivos en el período de construcción. El riesgo cambiario se origina en transacciones y activos monetarios y pasivos en monedas distintas de la moneda funcional de la Compañía. La principal moneda extranjera utilizada por la Compañía es el dólar estadounidense. La Compañía está expuesta a este riesgo, principalmente por la deuda a largo plazo, la cual se encuentra denominada en dólares. Actualmente la Compañía ha iniciado acercamientos con diferentes entidades financieras, con el fin de buscar alternativas que le permitan optar por alguna metodología para la cobertura del riesgo en el tipo de cambio. No obstante, de estas reuniones con entidades financieras, se ha podido concluir que actualmente en Costa Rica el tema de coberturas por diferencial cambiario se encuentra aún poco explorado.

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Durante el año que terminó al 31 de diciembre de 2012 el dólar decreció en 1.756%, mientras que en el 2011 experimentó revaluaciones con respecto al colón de 0.669% Suponiendo que al cierre del 2012 el tipo de cambio hubiese decrecido solamente un 5% con respecto al dólar estadounidense y el resto de las variables hubieran permanecido constantes, el tipo de cambio de compra y venta habrían sido ¢483.30 y ¢483.76, se habría producido un aumento en los ingresos por diferencial cambiario de ¢1,234 millones y un efecto neto de ¢2,054 millones, con lo cual la utilidad neta pasaría de ¢ 7,659 millones a ¢5,604 millones. Este efecto en el 2011 habría significado una utilidad neta de ¢5,310 millones. Por otra parte, si el colón se hubiese apreciado en un 5% con respecto al dólar estadounidense y el resto de las variables hubieran permanecido constantes, el tipo de cambio de venta al finalizar el año habría cerrado en ¢ 534.17 para la compra y ¢ 534.69 la venta, lo cual habría provocado un aumento en el gasto por diferencial cambiario, teniendo un efecto neto de ¢413 miles, con lo cual la utilidad neta sería ¢7,245 millones. En el 2011 la utilidad hubiese sido ¢1,883 millones.

2012 2011 Miles de colones

Tipo de cambio

Compra 508,73 505,35

Venta 509,23 518,33

Utilidad operación ¢ 578,261 17,000 Otros ingresos 10,090,317 6,645,103 Otros gastos (3,741,096) (3,496,521)

Diferencias cambiarias 1,731,913 2,096,393

Diferencias cambiarias (911,368) (2,007,187)

Utilidad antes de impuesto 7,748,027 3,254,788 Impuesto diferido, neto (88,527) 270,076

Utilidad,neta del periodo ¢ 7,659,500 3,524,864

Tipo de Cambio 5% menor

Ingresos por diferencias cambiarias 2,966,264 2,271,657

Gastos por diferencias cambiarias (911,368) (312,635)

Diferencias cambiario neto 2,054,896 1,959,022 0 Utilidad ajustada ¢ 9,714,396 5,483,886 Tipo de cambio 5% mayor

Ingresos por diferencias cambiarias 1,731,913 304,304

Gastos por diferencias cambiarias (2,145,769) (1,945,647)

Diferencia cambiario diciembre 413,856 (1,641,343) 0 Utilidad ajustada ¢ 7,245,644 1,710,474

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Riesgo de tasa de interés:

Al 31 de diciembre de 2011 la Compañía mantiene pasivos en Documentos por Pagar que ascienden a la suma de ¢75,521 miles, con tasas efectivas reales entre el 5,11% y 6,25% anual en US dólares. Dichos créditos han sido contratados para financiar proyectos de inversión de gran envergadura para la Compañía Nacional de Fuerza y Luz.

Las tasas de interés contractualmente se encuentran definidas considerando dos componentes, en donde uno de estos es variables, situación que expone a la Compañía a variaciones en las tasas de interés. Las tasas de interés son en el caso de la Emisión de Bonos, la Tasa Básica Pasiva más 3.27% y en el caso de la deuda con el KfW la base es, la Tasa pasiva más 2%.

Durante el año 2012 las tasas de interés de las inversiones transitorias tanto en dólares como en colones se comportaron con un promedio del 3.0% y del 7,26% respectivamente.

En caso de que las tasas se hubiesen ubicado 5 puntos porcentual por encima del 3.0% y del 7,26%, obtendríamos una utilidad menor de ¢5,312 miles menos de utilidad.

Si por el contrario las tasas de interés se hubiesen ubicado 5 puntos porcentuales por debajo del 3.0% y del 7,26%, obtendríamos una utilidad mayor de ¢5,312 miles mas de utilidad.

De lo anterior podemos concluir que si las tasas de interés se hubieran comportado con una variabilidad del +5 puntos porcentual, su efecto en las Utilidades del Periodo antes de impuestos es representativo.

Factores de riesgo

Factores de riesgo que afectan la emisión y la Compañía

Los factores de riesgo definen algunas situaciones, circunstancias o eventos que pueden suscitarse en la Compañía y reducir o limitar el rendimiento y liquidez de los valores objeto de la oferta pública y traducirse en pérdidas para el inversionista. Las siguientes anotaciones se citan como orientación para evaluar el efecto que éstos podrían tener en su inversión.

I. Riesgos asociados a la emisión

Riesgo de liquidez

Está ligado a la dificultad de venta de los bonos por motivo de las condiciones de oferta y demanda en el mercado, por no tener suficiente bursatilidad o actividad de negociación. Tal situación se presenta si existe poca profundidad o liquidez en el mercado secundario, con lo cual se puede incurrir en ajustes en el precio y en los costos de transacción para poder cerrar una operación en este mercado, que podrían producir una disminución en el retorno esperado de la inversión. Este riesgo podría implicar que el inversionista no obtenga los recursos en el momento oportuno, que reciba un monto menor al invertido o que no pueda liquidar su inversión.

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Riesgo precio de mercado

Es la posibilidad de tener un descuento o de recibir un menor monto de lo invertido, en el momento de vender el valor, antes de su vencimiento, a un precio menor, en virtud de que la tasa nominal del valor sea menor al rendimiento de mercado o porque simplemente el rendimiento de mercado aumente. Esta situación puede obedecer además, a la situación financiera del emisor en un momento dado y a las condiciones de la oferta y la demanda de mercado.

Riesgo de liquidación anticipada

Es la posibilidad de que el inversionista se vea afectado por una liquidación anticipada de los valores como consecuencia de la descripción del emisor del Registro Nacional de Valores e Intermediarios. Esta situación modificaría las condiciones iníciales en que se planteó la inversión, reduciría su plazo y podría afectar el retorno esperado para el inversionista.

Riesgo de crédito

El emisor al igual que toda entidad dedicada a esta actividad, está expuesta a los efectos macroeconómicos y estructurales que puedan atentar contra su capacidad crediticia que en casos pueden afectar el pago de sus obligaciones en la fecha debida o en cualquier otra. Este riesgo es la posibilidad de que la empresa incumpla con el pago del principal y con los intereses de los Bonos Estandarizados Serie A, debido tanto a factores externos como internos de la Compañía que afecten negativamente la realización del flujo de efectivo, los resultados operativos y las perspectivas de utilidades.

II. Riesgos relacionados con la operación de la Compañía

Riesgos que afectan la Empresa

Es el riesgo intrínseco a la operación que lleva a cabo la Compañía y la posibilidad de tener resultados desfavorables en su operación. Es el riesgo de pérdidas potenciales que pueden darse como resultado de inadecuados sistemas de control interno, fallas administrativas, fraudes o errores humanos, repercutiendo en la estabilidad financiera de la empresa. También, la operación de la Compañía podría verse afectada por desastres naturales que ocasionarían daños en su red de distribución y plantas generadoras, además del impacto negativo que podrían tener sobre la producción de su proveedor único del cual se obtiene un alto porcentaje de la energía eléctrica que distribuye la Compañía. Por otro lado, un deterioro en la posición financiera del ICE repercutiría en la morosidad en el pago de los servicios prestados por la Compañía a esa institución. Lo anterior haría que se experimente inestabilidad en el mercado servido, un período de ganancias reducidas o hasta negativas, afectando la capacidad de pago de las deudas contraídas.

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Factores como la posible escasez de recursos para incorporar nueva tecnología en el área de generación, el riesgo de crédito de las cuentas por cobrar, la disminución del nivel de eficiencia operacional, la apertura de las barreras de entrada a la competencia y el bajo nivel de satisfacción de los clientes por los productos y el servicio brindado, podrían cambiar en forma no planeada las condiciones definidas como estándares para garantizar el funcionamiento de la operación productiva de la Compañía, determinándose como un potencial de pérdidas.

III. Riesgos de la industria

Riesgo Sectorial

Es el riesgo relacionado con el desempeño específico del segmento económico en el que se desenvuelve la Compañía. Por ejemplo, los efectos en la operación de la empresa de la política del gobierno de turno en materia de electricidad, la alta dependencia de la Compañía en cuanto a directrices del Instituto Costarricense de Electricidad por su carácter de subsidiaria, debido a que su Consejo de Administración es nombrado por esta Institución del Estado. Además, el hecho de que los incrementos en las tarifas que se cobran a los clientes deben ser aprobados por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, podría provocar atrasos para obtener aumentos, con el consiguiente desfase en el flujo de caja de la empresa o que las tarifas no aumenten en la misma proporción que el costo de la energía adquirida al ICE. Estos factores podrían incidir de manera directa o indirecta en la situación financiera y resultados de la empresa, lo cual podría afectar la capacidad de pago de sus obligaciones.

También la construcción de nuevas plantas generadoras se encuentra sujeta a diversas normas de protección del medio ambiente que limitan las áreas potenciales de uso de fuentes de energía. Esto podría limitar el suministro de energía de parte del ICE a la Compañía, con el consecuente impacto en el servicio servido y en sus resultados operativos afectando su capacidad de pago. Riesgo por la escasez en la generación de energía eléctrica

La CNFL genera a través de sus propias plantas aproximadamente el 12% de la energía que vende y el resto lo adquiere del ICE. Al igual que las otras distribuidoras del país, está supeditada al suministro por parte del mayor generador, de modo tal que una disminución en la generación global afectaría todo el país y proporcionalmente en la operación de la Compañía y el servicio brindado a sus clientes.

La Compañía dentro de su industria podría verse afectada en la prestación del servicio por insuficiencia en la generación de energía o por distribución defectuosa ante apagones y cortes generados por factores ambientales y fenómenos como huracanes, tornados y trastornos producidos por el efecto del niño y la niña que se presentan periódicamente afectando sus resultados y su capacidad de pago.

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Riesgo por dependencia de la normativa

Para las contrataciones de bienes y servicios, por su carácter de entidad pública, la CNFL debe acatar las disposiciones establecidas por la Ley de Contratación Administrativa y aquellas de cuantía igual o superior a mil doscientos ochenta y nueve millones de colones deben ser refrendadas por la Contraloría General de la República. En materia presupuestaria está sujeta a las directrices que emite la Secretaría Técnica de la Autoridad Presupuestaria del Ministerio de Hacienda y en materia de regulación del servicio y la autorización de tarifas, está sometida a la Ley 7593 de la creación de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos.

Por tanto, la Compañía no tiene la habilidad de una empresa privada para contrataciones de bienes y servicios y recurso humano, al tener que obedecer las reglas de estas leyes. En algunas ocasiones, sus compras podrían demorarse más tiempo del ideal para atender el servicio con agilidad y por tanto afectar sus resultados operativos y consecuentemente su capacidad de pago.

Riesgo por la legislación aplicable

La Compañía dentro de la industria goza de un derecho de concesión por noventa y nueve años, período que supera el plazo de la colocación de bonos, lo que no permite la entrada de competidores a su área de servicio. Sin embargo, podría pensarse que eventualmente la legislación cambie para las franjas limítrofes al área geográfica que cubre la empresa por razones de organización política y civil del país y sus ingresos se vean afectados, con el consecuente impacto en sus ingresos y en la capacidad de pago de sus obligaciones.

Además, modificaciones en la legislación que afecten el tratamiento contable o fiscal de las operaciones de la Compañía, podría provocar que el flujo de efectivo de la Compañía se vea impactado al tener que afrontar egresos no previstos, limitando el soporte previsto para el pago de sus obligaciones.

IV. Riesgos del entorno Riesgo económico Es la posibilidad de que los resultados de la inversión se vean afectados por el desempeño de la economía nacional como un todo. Ante un deterioro económico, como lo es una recesión, la demanda interna se reduce, las inversiones se postergan, los márgenes sufren, el manejo del endeudamiento se hace más difícil, se dan reducciones en las utilidades, y el largo plazo se hace más incierto. Por otra parte, el crecimiento económico trae consigo un aumento en la actividad empresarial, resultando en mayores utilidades, más solvencia, expansión y empleo. El riesgo económico afecta todo tipo de inversión, para perjuicio o beneficio del inversionista.

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Las tasas de inflación incrementan los costos de operación y mantenimiento locales de las actividades normales de la Compañía, lo que sumado a un ajuste desfasado o poco compensatorio en las tarifas eléctricas, afectaría sus resultados económicos.

La política cambiaria más flexible para dedicarse a controlar la inflación mediante un esquema de bandas cambiarias, incide directamente sobre la carga financiera de la Compañía, por la concentración de pasivos contraídos en moneda extranjera, ya que no se cuenta con una política de cobertura para este tipo de riesgo. Políticas monetarias al alza en las tasas de interés, también afectarían el costo del servicio de la deuda, debido a que las obligaciones están en su mayoría pactadas en tasas variables, con el consecuente impacto en los resultados financieros de la Compañía.

La devaluación además, eleva el costo de los materiales que se importan, tales como cables, transformadores, equipos de subestaciones y maquinaria de las plantas de generación con el consecuente impacto en las finanzas de la Compañía.

El esquema de bandas cambiarias, podría provocar incertidumbre y aumento del tipo de cambio inesperados y poco previsibles, que haría que la tasa de devaluación se ubique por encima de las tasas que históricamente se han registrado, lo que afectaría los ingresos de la Compañía en relación con sus obligaciones en dólares y podría provocarle pérdidas cambiarias, afectando su situación financiera para hacer frente a sus obligaciones.

Es importante mencionar, que tanto la inflación como la depreciación del colón, afectan el poder de compra de los flujos de ingresos provenientes de la inversión en un bono de la Compañía, por cuanto este se encuentra denominado en colones.

Riesgo legal Es el riesgo que se puede generar por cambios en las leyes y regulaciones que rigen el mercado, por lo que se puede mencionar por ejemplo posibles cambios en el tratamiento tributario de las emisiones de deuda. Consiste en los posibles perjuicios que podría enfrentar la Compañía como consecuencia de demandas que se deriven de contratos con proveedores, clientes o empresas con las que realiza actividades comerciales o bien por el incumplimiento de las normas jurídicas y administrativas aplicables, todo esto en función de la propia operación de la Compañía.

A manera de ejemplo podrían citarse demandas originadas por los daños causados a equipos de cómputo y luminarias por cambios de voltaje en los transformadores, daños ocasionados a viviendas por explosiones de transformadores de la red eléctrica, daños a artefactos eléctricos por sobrevoltaje de electricidad, daños físicos por descargas eléctricas, perjuicios a la salud ocasionados por la exposición de transformadores eléctricos con aislante tóxico PCB, reclamos por contratos de obra, rechazo de entregas por trabajos realizados, anulación de actos de adjudicación, entre otros.

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Acciones de ese tipo podrán tener algún impacto en la posición financiera actual de la empresa por el pago de daños y perjuicios y afectar la capacidad de pago de las deudas contraídas. Valor justo de mercado Las estimaciones de valor justo de mercado se efectúan en la fecha de cada balance de situación basándose en información relevante de mercado e información relacionada con los instrumentos financieros. Estas estimaciones no reflejan ningún premio o descuento que podría resultar de ofrecer para la venta en un momento dado, algún instrumento financiero. La naturaleza de estas estimaciones es subjetiva e involucra elementos inciertos y significativos de juicio, por lo que no pueden ser determinados con precisión. Cambios en los supuestos utilizados para establecer el valor justo de mercado de los instrumentos financieros se detallan como sigue: El valor de registro del efectivo y equivalentes de efectivo, de las cuentas por

cobrar y de las cuentas por pagar se aproxima a su valor justo de mercado, por ser instrumentos financieros con vencimiento en el corto plazo.

El valor de registro de los préstamos bancarios y de la deuda a largo plazo se

aproxima a su valor justo de mercado, ya que tienen tasas de interés ajustables. Partes relacionadas Las operaciones entre la CNFL, y el ICE están estipuladas mediante un contrato de servicios mutuos entre ambas empresas, firmado en octubre de 1990, en las cuales se comprometen a la aplicación de las mismas normas de diseño y construcción relativas a obras de electrificación, efectuar compras según las necesidades de la otra, intercambio de literatura, estadísticas y cualquier otro tipo de información que tengan a disposición, entrenamiento combinado del personal técnico y administrativo, contratación de servicios de consultoría, préstamo de instalaciones, equipos talleres, transporte, etc., así como la obtención de recursos financieros. El ICE asesorará a CNFL, en la formulación de programas de desarrollo y en la elaboración de proyecciones económicasfinanciera, operación de sistemas, servicios de ingeniería, aspectos tarifarios y otros. El valor de los servicios que se presten se calcula con base en el costo real de los gastos directos e indirectos más 6% como gastos administrativos.

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Los servicios de la CNFL, al ICE son los siguientes:

Venta de servicios eléctricos. Alquiler de postes del sistema de distribución para cables telefónicos. Alquiler de ductos. Cobro de servicios telefónicos y eléctricos con cobro de comisión. Préstamo, alquiler y venta de materiales.

Los servicios que le presta el ICE a la CNFL, S.A. son los siguientes:

Venta de energía eléctrica para el sistema de distribución. Cobro de servicios eléctricos con cobro de comisión. Préstamo, alquiler y venta de materiales.

Nota 19 Hechos relevantes

A continuación se detallan hechos relevantes sucedidos en el periodo:

Emisión de serie B

Mediante resolución número SGVR2311 del 18 de agosto de 2010 la Superintendencia General de Valores (SUGEVAL) autorizó a la Compañía el Programa de Emisiones de Bonos Estandarizados Serie B por US$106,000,000 o su equivalente en colones (Ver nota 21).

Prestaciones legales

Con base en un estudio hecho sobre la aplicación de la NIC 19 y el Método de valoración actuarial, en el periodo 2012 no se registraron contablemente variaciones entre el cálculo actuarial por ¢28,280 millones y el saldo contable por ¢ 28,997 y que presenta un exceso contable por ¢717 millones. En octubre 2009 se registró la reversión de gastos por prestaciones legales del periodo enero – octubre 2009 por ¢4,023 millones, al determinarse que la provisión para el pago de dicho concepto se encontraba sobreestimada.

Ingresos por aporte para el desarrollo

De acuerdo con la Interpretación de la NIIF 18, Transferencias de activos provenientes de clientes, vigente desde el 1 de julio 2009, las obras financiadas con aporte parcial o total de los clientes deben registrarse como ingresos del periodo. En el periodo 2012 se registraron como ingresos por este concepto ¢4,200 millones y en diciembre 2011 fue ¢2,796 millones.

Revaluación de activos

El índice de cálculo para la revaluación de activos está compuesto por la Inflación Local (Índice de precios al consumidor), el tipo de cambio del colón con respecto al dólar y la inflación externa (Índice de Precios del Bureau Cost Trend USA).

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La inflación local cerró en 4.55%, principalmente por dos razones: la contracción de la demanda de bienes y servicios por los efectos que continúan dándose producto de la pasada crisis mundial y el objetivo del BCCR de alcanzar cifras de un dígito.

A pesar de que desde el 2006, el BCCR adoptó el sistema de bandas cambiarias, el tipo de cambio ha sido muy estable, principalmente para los periodos 2010, 2011 y 2012. El tipo de cambio del colón en relación con el dólar ha sido hacia la baja, pegado a la banda inferior.

La inflación externa cerró en 2.22% debido a la contracción de la demanda de bienes y servicios mundial, que provocó la disminución de precios de las materias primas que integran el índice externo.

Para el año 2012 ya no es necesario realizar estimaciones para el cálculo del gasto por depreciación que se realizaba al final del período; en razón de un cambio aritmético en la forma de calcular el gasto por depreciación, el cual pasó de un factor porcentual a un procedimiento de cálculo basado en la vida útil remanente de cada activo.

P.H. Balsa Superior

De acuerdo con revisión solicitada por la Auditoría Externa y el Informe Técnico emitido por el Departamento Ingeniería de Proyectos de Generación, en diciembre 2009 se traspasó a las cuentas de gastos ¢933 millones, ciertos costos del estudio de factibilidad de la P.H. Balsa Superior, dejando un saldo de ¢ 866 millones correspondiente a partidas aprovechables para el proceso de rediseño del proyecto. Como se menciona en la nota 4 el proyecto hidroeléctrico Balsa Superior que fue declarado de interés público y Conveniencia Nacional según Decreto Ejecutivo No.33776 MINAE. Después de un análisis del proyecto a nivel corporativo y dado el tamaño previsto de la unidad generadora, así como la filosofía de operación establecida en el estudio de factibilidad, la administración superior resolvió que no se desarrollaría en los términos 132 MW inicialmente considerados para reformularlo a 40.39 MW. Esta disminución ocasionó que se incluyera en los resultados del periodo, en la cuenta de Gastos Ajenos a Operación ¢932,746 (miles de colones) producto de costos que se tenían registrados como activos en la cuenta denominada Costos Acumulados, Proyectos de Generación, debido a que no se utilizarían bajo el nuevo esquema del proyecto.

P.H. Balsa Inferior

El proyecto hidroeléctrico de Balsa Inferior establecido a partir del 5 octubre de 2009 entre el CNFL y el ICE mediante contrato Proyecto No. CSC1192008 para que diseñe y construya este proyecto. El ICE devengará una utilidad del 18% por el cumplimiento del objeto del contrato establecido. En relación con la maquinaria y equipo alquilado por el ICE le aplicará un 10% por costos financieros y gastos institucionales los cuales serán cancelados por CNFL.

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El costo del proyecto es de US$247 millones y está conformado por tres contratos:

Con el ICE por US$149 millones para obras entre presa y casa de máquinas, (por Administración) duración 480 días a partir del 05 de octubre del 2011.

Con OAS Engevis, S.A. por US$81 millones para obras de toma y la Casa de Máquinas (llave en mano), duración 704 días a partir del 05 Octubre de 2011.

Con OAS Engevis, S.A. por US$17 millones por construcción de Subestación Elevadora 34,5/230 kV tipo GIS (Llave en mano), duración del plazo 480 días a partir del 21 de marzo 2012.

Convenio para la gestión del Proyecto Eólico Valle Central, el BCIE y la CNFL

Se realizó un convenio entre la CNFL S.A. y el BCIE, el cual tiene como único objetivo constituir una sociedad anónima para el desarrollo, ejecución y puesta en operación de un parque o planta eólica de generación eléctrica, que de acuerdo con el estudio de factibilidad incluye la instalación de aerogeneradores de 850 KW, con capacidad de generación estimada de al menos 15.3 MW de capacidad instalada, que las partes han convenido en denominar Proyecto Eólico Valle Central y que se ejecutara y que se ejecutará en la zona de Pabellón de Santa Ana, Republica de Costa Rica, para suministrar energía al mercado de la CNFL. Será denominado Eólico Valle Central. En el artículo segundo, sección 2.8 del convenio, se establece que el Eólico Valle Central alquilara el Proyecto a la CNFL, por un plazo de al menos doce años, a partir del momento en que el mismo se encuentre listo para entrar en operación comercial. Para tales efectos el Eólico Valle Central, S.A. y la CNFL, suscribieron un contrato de arrendamiento en los términos y condiciones establecidas en el artículo quinto del convenio.

Como parte del contrato de arrendamiento, en el artículo 2.9, se indica que la CNFL, será responsable de la operación, administración, y mantenimiento del proyecto durante todo el plazo de arrendamiento como parte de los derechos y obligaciones de arrendataria del proyecto.

El inicio del arrendamiento de la Planta Eólica Valle Central lo marca la fecha de firma del acta de recepción de la planta que fue el 26 de diciembre del 2012. En cuanto a los pagos del arrendamiento a EVCSA, en la cláusula quinta del contrato de arrendamiento se indica lo siguiente:

“El monto de la renta anual que pagará la CNFL por el arrendamiento, será de la siguiente forma:

a) Las primeras cuatro cuotas semestrales, cada una por un monto de USD 3.536.000,00, y

b) Las siguientes veinte cuotas semestrales, cada una por un monto de USD 3.556.000,00

Los pagos serán realizados por semestre vencido.

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Emisión de bonos serie B-3

Al 31 de diciembre de 2012 la Compañía emitió y coloco los bonos estandarizados de la serie B3 por ¢12,000,000 (miles). (Ver nota 21).

Indemnización por el INS

El Instituto Nacional de Seguros (INS), depositó US$ 7,997,917 a la cuenta del Juzgado Contencioso Administrativo, cantidad que está relacionada con la demanda planteada al INS por parte de la Compañía y de la que se deriva la cuenta por cobrar. En el período de marzo se recibió el pago de 4 millones de US dólares y se espera continuar con el proceso de recuperación de esta deuda. (Ver nota 8).

Crédito con Banco de Costa Rica

El 04 de junio de 2012, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S. A., obtuvo un crédito directo para financiar la construcción del Proyecto Hidroeléctrico Balsa Inferior, ubicado en La Florencia de San Carlos. Ver nota 24 (7).

Nota 20 Cuentas de orden

2012 2011

Activos contingentes

(en miles de colones) Fondo de ahorro y préstamo ¢ 28,583,358 24,832,172 Litigios en colones y dólares (1)

1,135,159 1,156,114

ICE Servidumbre Planta Cote

7,371 7,371 Pedidos de mercancía en tránsito

1,812,519 771,313

Pedidos de materiales en tránsito locales

420,390 420,390 Asociación Solidarista ( ASEFYL)

11,102,572 9,639,830

Depósitos de garantía de consumo eléctrico

75,304 59,008 Depósitos de garantía, alquiler postes

86,409 66,500

Garantías de participación

1,193,845 673,388 Garantías de cumplimiento, mano de obra contratada

77,007 87,379

Garantías de cobro del servicio eléctrico

763,827 710,957 Garantías de préstamo de materiales

248,152 208,355

Garantías de cumplimiento, proveeduría

10,577,945 9,592,286 Depósito rendición garantías funcionarios

194,450 208,250

Total

56,278,308 48,433,313 Pasivos contingentes

Litigios en colones y dólares (2)

46,484,972 47,837,402

Convenios Financiamiento Electrodomést.

21,476 64,676 Total

46,506,448 47,902,078

Total general ¢ 102,784,756 96,335,391

(1) Litigios

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1) Activos contingentes

2012 2011 a) Litigios en colones:

ARESEP ¢ 0 395 Municipalidad de Escazú

172 172

Zumbado Murillo Carlos

0 277 Subtotal

172 844

b) Litigios en dólares:

Instituto Nacional de Seguros (US$2,228,870 (1)

1,134,987 1,155,270

Total activos contingentes ¢ 1,134,987 1,155,270

2) Pasivos Contingentes

a) Litigios en colones:

Banco de San José ¢ 10,000 10,000 Fundación Consejo de la Tierra, Los Hermanos

S.A. y Mario Jinesta (2) 1,386,221 1,586,222 La Cinteta Mediterránea (3)

40,000 40,000

Ortiz Mondragón César

274,800 274,800 Salazar Solís Magally (4)

61,516 61,515

Rufea, S.A. (5)

199,682 690,543 Vega Fonseca Wendy

444,610 444,610

Shaw Alpízar Lester

7,000 7,000 Barrantes Cantillo Luis

7,624 7,624

Ruíz Segura John P.

39,308 39,308 Subtotal ¢ 2,470,761 3,161,622

b) Litigios en dólares:

Consorcio Hydrocote, S.A. (US$3,000,000) (6) ¢ 1,527,690 1,554,990 Instalaciones INABENSA, S.A. (US$9,428,089) (7)

4,801,066 4,886,861

Ortiz Durman José Manuel (US$50,000)

25,462 25,917 Instalaciones Inabensa (US$9,996,137) (8)

5,090,333 5,181,298

Ghella SPA Costa Rica (US$705,000) (9)

359,007 365,423 Ghella SPA Costa Rica (US$36,000,000) (10)

18,332,280 18,659,880

Grupo Corporativo Saret (US$13,543,054) (11)

6,896,529 7,019,771 Grupo Corporativo Saret (Euros 10.392.322) (11)

6,981,844 6,981,640

Subtotal ¢ 44,014,211 44,675,780 Total pasivos contingentes ¢ 46,484,972 47,837,402

(1) Demandado: Instituto Nacional de Seguros (INS).

Organo Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda. Expediente: 030008030163CA.

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De la estimación del juicio del INS por US$ 10,226.747, la Entidad Aseguradora depósito en el juzgado US$ 7,997,917, registrándose este monto como cuenta por cobrar y el remanente por US$2,228,830 se mantiene en la cuenta 71020201 que es una cuenta de orden.

Tomando en consideración que en segunda instancia se resolvió favorablemente, lo que existe es certeza de que se va a recuperar lo invertido en la corrección de daños ocasionados por el deslizamiento y que no fueron cubiertos por la póliza suscrita con el I.N.S.

(2) Municipalidad de Escazú

Órgano Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda. Expediente: 070011310163CA

Se interpone porque la Municipalidad no quiso reconocer el daño que provocó la máquina que realizaba el trabajo cerca de las instalaciones eléctricas.

No es presumible que el juzgado acepte una contrademanda ya que el fundamento de este proceso es racional y apegado a la realidad, lo cual quiere decir que no nos van a condenar a daño moral.

(3) Actores: Banco de San José

Organo Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda. Expediente: 020007970163CA

La presente demanda contenciosa se origina por el cambio de voltaje en su banco de transformadores, lo cual originó daños en su equipo de cómputo y en las luminarias del edificio del banco. No existe sentencia, ni liquidación de extremos, no obstante el actor pretende el capital más intereses legales, calculados desde la firmeza de la sentencia.

(4) Actores: Oscar Pauly Laspiur Organo Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda. Expediente: 05000755163CA

El actor formuló contra la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A., demanda por habérsele dejado sin efecto el contrato de trabajo, en acatamiento a orden de la Contraloría General de la República, por lo que el actor interpuso un incidente de suspensión del acto administrativo indicado. En vista de que no se tiene sentencia definitiva, no se conoce exactamente cuándo finalizará el proceso y la cuantía se declaró como inestimable, no se puede saber las consecuencias económicas de este proceso.

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(5) Actores: Wendy Vega Fonseca Organo Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda. Expediente: 0928671027CA. La actora formuló contra la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A., y el Consejo Nacional de Vialidad, demanda porque supuestamente la obra de iluminación de la Autopista Florencio del Castillo se construyó incumpliendo normas relativas a dicha actividad y en consecuencia su esposo falleció en un accidente automovilístico. No existe sentencia, ni liquidación de extremos, no obstante el actor pretende la suma de ¢ 444.610.432,00 aproximadamente, más intereses legales calculados desde la firmeza de la sentencia hasta su efectivo pago, así como ambas costas procesales y personales. Por ende hasta el dictado de la sentencia debe contemplarse la cuantía de la demanda a pesar de que el informe pericial dio por resultado que a la actora se le debe indemnizar por la suma de ¢ 74.782.024,00.

(6) Actores: José Ml. Ortiz Durman Órgano Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda. Expediente: 070000010163CA.

El actor interpuso contra la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A., este proceso para el cobro de los daños y perjuicios por ocasión del retiro de un medidor en un condominio por un tercero y el tiempo transcurrido por la reconexión de un servicio nuevo. No existe sentencia, ni liquidación de extremos, no obstante el actor pretende la suma de US$50.000 aproximadamente, más intereses legales calculados desde la firmeza de la sentencia hasta su efectivo pago, así como ambas costas procesales y personales. Por ende hasta el dictado de la sentencia debe contemplarse la cuantía de la demandaque a la actora se le debe indemnizar por la suma de ¢74.782.024.

(7) Actores: Lesther Ml. Shaw Alpizar Órgano Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda. Expediente: 10000021182CI (5)

El actor interpuso contra la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A., este proceso para el cobro de los daños y perjuicios por ocasión por desprendimiento de cables de tendido eléctrico los cuales cayeron con fuerza sobre la totalidad del vehículo. No existe sentencia, ni liquidación de extremos, no obstante el actor pretende la suma de ¢ 7.000.000,00 aproximadamente, más intereses legales calculados desde la firmeza de la sentencia hasta su efectivo pago, así como ambas costas procesales y personales. Por ende hasta el dictado de la sentencia debe contemplarse la cuantía de la demanda.

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(8) Actores: Cesar Ortiz Mondragón Órgano Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda. Expediente: 980006480163CA

La presente ejecución tiene por finalidad el cobro del daño físico producto de las quemaduras recibidas a raíz de una descarga eléctrica donde la CNFL fue condenada y se agotaron las instancias judiciales respectivas según procedía. No se omite manifestar, que la CNFL ya indemnizó la suma de ¢ 30.000.000,00 (treinta millones de colones) por concepto de daño moral, más intereses y costas. No existe sentencia, ni liquidación de extremos, no obstante el actor pretende la suma de ¢274.800.000,00 aproximadamente, más intereses legales calculados desde la firmeza de la sentencia hasta su efectivo pago, así como ambas costas procesales y personales. Por ende hasta el dictado de la sentencia debe contemplarse la cuantía de la demanda.

(9) Actores: Fundación Consejo de la Tierra Los Hermanos S. A. y Mario Jinesta. Organo Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda. Expediente: 040000550163CA (03000336163CA). Esta demanda contenciosa se originó por los Accionistas Minoritarios de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. en contra de ésta, por ocasión de la donación de un lote a la Fundación Consejo de la Tierra, la cual fue autorizada por la Asamblea Legislativa mediante Ley No 7561 del 6 de noviembre de 1995, publicada en la Gaceta No 238 del 15 de diciembre del mismo año. No existe sentencia, ni liquidación de extremos, por tanto, por ende hasta el dictado de la sentencia debe contemplarse la estimación de la demanda la cual se considera en ¢700,000,000 aproximadamente, más intereses legales.

(10) Actor: La Cinteta Mediterránea S. A. Órgano Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda. Expediente: 02000396163CA El presente contencioso se inicia debido a que los Accionistas Minoritarios a través de la sociedad Cinteta Mediterránea S. A., impugnan el Acuerdo del Consejo de Administración de donar un terreno de Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. en las vueltas de la Guácima de Alajuela de la Planta PH Ventanas, a favor del Ministerio de Educación para la instalación del Colegio Público de la Guácima. No existe sentencia, ni liquidación de extremos, por tanto, por ende hasta el dictado de la sentencia debe contemplarse la estimación de la demanda la cual se considera en ¢40,000,000 aproximadamente, más intereses legales.

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(11) Actor: Magaly Salazar Solís Órgano Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda. Expediente: 05001107163CA. El presente contencioso se inicia porque la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. le rechazo a la actora, el reclamo administrativo por responsabilidad civil objetiva, en virtud del fallecimiento por descarga eléctrica de su esposo señor Randall Miranda Marín, funcionario de la Compañía Nacional de Fuerza No existe sentencia, ni liquidación de extremos, por tanto, por ende hasta el dictado de la sentencia debe contemplarse la estimación de la demanda la cual se considera en ¢61,515,851 aproximadamente, más intereses legales.

(12) Actor: RUFEA S. A Órgano Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda. Expediente: 05001080163CA. El presente contencioso se inicia porque la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. presentó un proceso especial de consignación de pago, por ocasión de la indemnización por inundación en una propiedad alrededor del Lago Cote, debido al desarrollo del Proyecto Hidroeléctrico Cote, Nuevo Arenal, Tilarán, Guanacaste y el actor no está de acuerdo con el monto fijado por la Tributación de Heredia. No existe sentencia, ni liquidación de extremos y actualmente se encuentran depositados la suma de ¢109 millones0. No obstante, la actora pretende según estimación de la demanda ¢ 800 millones aproximadamente, más intereses legales.

(13) Actor: Consorcio Hydrocote Organo Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda. Expediente: 03001248163CA El presente contencioso se inicia porque la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. le rechazó al actor, varios reclamos por ocasión de la ejecución del contrato de obra para la Construcción, diseño, puesta en marcha y operación de la Planta Hidroeléctrica Cote. Al existir sentencia en este caso, debe considerarse hasta el momento el monto fijado en la misma por concepto de los daños y perjuicios ocasionados, más intereses legales la cual asciende a US$3,000,000.

(14) Actor: Instalaciones INABENSA S.A Organo Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda. Expediente: 0500717163CA, 050011540163CA, 050011940163CA, 050004200163CA, 050010310163CA, 050006430163CA.

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El presente contencioso se inicia porque la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. le cobró al actor por concepto de multas en la ejecución del Proyecto Subterráneo Eléctrico para la ciudad San José y por atrasos en la revisión y aprobación de la Ingeniería. No existe sentencia, ni liquidación de extremos. Por tanto, hasta el dictado de la sentencia debe contemplarse la estimación de la demanda en US$ 9,428,089 aproximadamente, más intereses legales de la firmeza de la sentencia hasta su efectivo pago, así como ambas costas (procesales y personales).

(15) Actor: Instalaciones INABENSA, S.A. Organo Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda. Expediente: 050004200163CA,

La presente demanda tiene como finalidad el cobro de 15 reclamaciones y devoluciones de multas, presentadas durante la etapa de ejecución del proyecto de electrificación subterránea de San José. El día 19 de mayo del 2010 el juzgado solicita que se aporten pruebas para esto otorga el plazo de 30 días, el 01 de julio del 2010 se entrega la respuesta a la demanda. No existe sentencia, ni liquidación de extremos. Por tanto, hasta el dictado de la sentencia debe contemplarse la estimación de la demanda en US$ 9,996,137 aproximadamente, más intereses legales de la firmeza de la sentencia hasta su efectivo pago, así como ambas costas (procesales y personales).

(16) Actor: GHELLA SPA Costa Rica. Organo Jurisdiccional: Tribunal Contencioso Administrativo. Expediente: 100016831027CA La presente demanda tiene por objeto la solicitud de la actora de una ampliación del plazo de ejecución, que se declare la nulidad de algunas actuaciones de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A., que se anulen las retenciones de multa y se le devuelvan dicho dinero más los intereses de ley. El día 22 de setiembre de 2010 el juzgado solicita que se aporten pruebas para esto otorga el plazo de 30 días, el 03 de noviembre de 2010 se entrega la respuesta a la demanda. No existe sentencia, ni liquidación de extremos. Por tanto, hasta el dictado de la sentencia debe contemplarse la estimación de la demanda en US$705,000, no obstante.

(17) Actor: GHELLA SPA Costa Rica. Organo Jurisdiccional: Tribunal Contencioso Administrativo. Expediente: 100034711027CA

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La presente demanda tiene por objeto la declaratoria de nulidad de las limitaciones impuestas en la Adenda No. 01 del contrato para el diseño, construcción, equipamiento y puesta en operación del proyecto hidroeléctrico El Encanto y sus anexos para el reconocimiento de reajustes de precios y el equilibrio económico financiero del contrato y por lo tanto se deben reconocer la totalidad de los reajustes de precios de manera que reintegren de manera plena el valor económico de la oferta del actor, por lo que la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, deberá cancelar a la actora dichos reajustes. El día 11 de noviembre de 2010 el juzgado solicita que se aporten pruebas para esto otorga el plazo de 30 días, el escrito de contestación de la demanda se presentó de forma debida. No existe sentencia, ni liquidación de extremos. Por tanto, hasta el dictado de la sentencia debe contemplarse la estimación de la demanda por parte de la actora en US$ 36,000,000.

(18) Actor: Grupo Corporativo SARET, S.A. Organo Jurisdiccional: Tribunal Contencioso Administrativo (Medida Cautelar Anticipada). Expediente: 0900028531027CA El actor formuló medida cautelar contra la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A., por habérsele ejecutado la garantía de cumplimento y efectuado el cobro de las multas, las cuales suman US$ 6,000,000, asimismo presentó demanda formal cobrando daño emergente, lucro cesante y pérdida de oportunidad. Dentro de los posibles importes o calendarios de salidas está, que la valoración judicial del caso sea favorable a los intereses del demandante y en consecuencia se deba proceder con la indemnización que el actor pretende. Cabe indicar que en este asunto el Juzgado no ha fijado la estimación de la cuantía de la demanda. No existe sentencia, ni liquidación de extremos. Por tanto, hasta el dictado de la sentencia debe contemplarse la estimación de la demanda en US$ 13,543,054 y € 10,392,322 aproximadamente, más intereses legales de la firmeza de la sentencia hasta su efectivo pago, así como ambas costas (procesales y personales).

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Naturaleza de los litigios:

Tipo de litigio A favor de la

Compañía En contra de la Compañía

Total

2012 2011 2012 2011 2012 2011 Ejecutivo simple 0 0 0 0 0 0 Penal 0 57 1 0 1 57 Hipotecario 1 0 0 0 1 0 Ordinarios laborales 0 0 3 5 3 5 Acciones de inconstitucionalidad 0 0 0 0 0 0 Recursos de amparo 6 0 10 12 16 12 Colisión de vehículos 29 184 6 0 35 184 Colisiones contra objeto fijo 49 416 7 0 56 416 Procesos en tránsito 167 108 0 0 167 108 Contenciosos administrativos 2 4 17 18 19 22 Procesos monitoreos 12 6 0 0 12 6 Total 266 775 44 35 310 810

Nota 21 Emisión de bonos

21.1 Programa de Emisiones de Bonos Estandarizados Serie B

Mediante resolución número SGVR2311 del 18 de agosto de 2010 la Superintendencia General de Valores (SUGEVAL) autorizó a la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. el Programa de Emisiones de Bonos Estandarizados Serie B por US$106,000,000 o su equivalente en colones. 21.1.1 Agente estructurador

Banco de Costa Rica.

21.1.2 Mecanismos de colocación

Las emisiones se podrán colocar mediante los mecanismos de colocación señalados en el artículo 42 “Mecanismos de Colocación” del Reglamento de Oferta Pública de Valores actualizado el 3 de febrero del 2011 y son los siguientes: ventanilla, subasta, suscripción en firme y suscripción en garantía. Características de la Emisión de Bonos Estandarizados Serie B-1

Monto de la emisión: Quince mil millones de colones Plazo: 7 años Fecha de emisión: 30 de setiembre de 2010 Denominación o valor facial: ¢1,000,000 Tasa de interés bruta: 11.45% fija

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Impuesto de la renta: 8.00 % Tasa de interés neta: Tasa de interés bruta menos retención de 8.00% de impuesto sobre la renta Periodicidad: Trimestral Representación: Macrotítulo Ley de circulación: A la orden Base de cálculo: 30/360 Depositario: CEVAL Calificación de riesgo AAA(cri)

Características de la Emisión de Bonos Estandarizados Serie B-2

Monto de la emisión: Quince mil millones de colones Plazo: 12 años Fecha de emisión: 28 de junio de 2011 Denominación o valor facial: ¢1,000,000 Tasa de interés bruta: Tasa Básica + 3,27% Impuesto de la renta: 8.00 % Tasa de interés neta: Tasa de interés bruta menos retención de 8.00% de impuesto sobre la renta Periodicidad: Semestral Representación: Macrotítulo Ley de circulación: A la orden Base de cálculo: 30/360 Depositario: CEVAL Calificación de riesgo AAA(cri)

Características de la Emisión de Bonos Estandarizados Serie B-3

Monto de la emisión: Doce mil millones de colones Plazo: 15 años Fecha de emisión: 25 de enero del 2012 Denominación o valor facial: ¢1,000,000 Tasa de interés bruta: Tasa Básica + 3,21% Impuesto de la renta: 8.00 % Tasa de interés neta: Tasa de interés bruta menos retención de 8.00% de impuesto sobre la renta Periodicidad: Trimestral Representación: Macrotítulo Ley de circulación: A la orden Base de cálculo: 30/360 Depositario: CEVAL Calificación de riesgo AAA(cri)

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21.1.3 Cláusulas

(1.14) Modificación del programa de emisiones.

Las características de cada serie del programa de Emisiones de Bonos Estandarizados Serie B, una vez que se encuentren en circulación, podrán ser modificadas en asamblea de acreedores.

Las reglas atenientes a la convocatoria de dicha asamblea de acreedores, al quórum y a la mayoría requerida para la aprobación de las modificaciones serán las siguientes:

a) Convocatoria: La asamblea de acreedores deberá ser convocada por el Emisor, mediante publicación de la convocatoria en un diario de circulación nacional, al menos (15) días calendario de anticipación a la fecha de realización de la asamblea.

b) Quórum: El quórum de la asamblea de acreedores en primera convocatoria será de la totalidad de los inversionistas de la serie colocada a modificar. En caso de que no se alcance dicho quórum en primera convocatoria, se realizará una segunda convocatoria una (1) hora después, cuyo quórum se constituirá válidamente con la totalidad de los inversionistas de la serie colocada a modificar.

c) Mayoría requerida: La mayoría requerida para la aprobación de las modificaciones será de la totalidad de los inversionistas de la serie colocada a modificar.

El emisor, se encargará de notificar a la SUGEVAL los cambios o modificaciones realizadas, con el fin de actualizar las características de la serie registrada en el RNVI y requerirán autorización previa de la SUGEVAL.

1. La primera calificación de riesgo fue realizada por la empresa Fitch Costa Rica Calificadora de Riesgo, S.A. La calificación se actualiza semestralmente y está a disposición de los inversionistas en la Compañía o en SUGEVAL. Mediante sesión ordinaria número 0482010 celebrada el 03 de agosto del 2010 con base en información financiera no auditada con corte al 31 de marzo del 2010, se otorgó calificación inicial “AAA (cri) “a la Compañía Nacional de Fuerza y Luz a su Emisión de Bonos Estandarizados Serie B por un monto de US$ 106,000,000.

Esta calificación inicial fue ratificada por Fitch Costa Rica Calificadora de Riesgo S.A. en sesión ordinaria de su Consejo número 0412012 celebrada el 7 de agosto del 2012, con base en información financiera auditada con corte al 31 de diciembre del 2011 y cifras interinas a marzo del 2012.

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AAA (cri): “La más alta calidad crediticia. Representa la máxima calificación asignada por Fitch Centroamérica en su escala de calificaciones domésticas.

2. (1.6) Propósito de la emisión

Financiamiento parcial del diseño y construcción del Proyecto Hidroeléctrico Balsa Inferior.

3. (1.7) Costos de la emisión y colocación

Los gastos en que incurrirá el emisor por la emisión de los valores son los siguientes:

ISIN el costo fue de USD 50, corresponde al pago del código internacional de la emisión y del emisor.

Calificación de riesgo: honorarios anuales de USD 10,000 para un período de un año calendario que va de setiembre 2011 a agosto del 2012. En cada período de renovación el monto anual de dichos honorarios se incrementará en un 2,5%.

El diseño y estructuración del programa de emisiones USD 45,000, comprende del diseño, estructuración y obtención del financiamiento, elaboración del prospecto y consecución de la autorización de la oferta pública de valores, así como todas aquellas actividades colaterales, necesarias para la salida al mercado.

Dependiendo del mecanismo de colocación de las emisiones se tendrían los siguientes costos de comisiones, Underwriting en firme 0.95% sobre el monto colocado, Underwriting al mejor esfuerzo 0.15% sobre el monto colocado.

4. (1.8) Mecanismo de representación

i. Macrotítulo

ii. Los valores se mantendrán en CEVAL en cuentas individuales.

iii. Los movimientos que afecten a los valores deben registrarse en el registro de la CEVAL.

iv. La titularidad se demostrará por medio de constancia que emitan los puestos de bolsa depositarios, excepto que sea necesario emitir el físico para efectos de reclamos administrativos o judiciales, por incumplimiento del emisor.

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5. (1.9) Tratamiento tributario

Los rendimientos brutos están sujetos a la retención de 8% establecido en el Artículo 23 de la Ley del Impuesto sobre la Renta. Se encuentran exentos, de esta retención los rendimientos percibidos por los Fondos de Capitalización Laboral y los Fondos de Pensión Complementarias según lo indica la Ley Número 7983.

6. (1.10) Esquema de pago

El emisor paga el principal y los intereses a la CEVAL, entidad que, con base en sus registros, transfiere el monto correspondiente a los puestos de bolsa depositarios y éstos pagan a los inversionistas.

7. (1.11) Identificador internacional

La Emisión de Bonos Estandarizados Serie B1 posee el Código de Identificación Internacional (ISIN) CRCFLUZB0207 registrado en la Bolsa Nacional de Valores.



8. (1.12) Autorización de endeudamiento

De conformidad con la ley 8660 que rige al Instituto Costarricense de Electricidad y sus empresas, no es necesaria para esta serie las autorizaciones de MIDEPLAN, Consejo Nacional de Financiamiento Interno, Externo y de Inversión, BCCR, y la Autoridad Presupuestaria., sin embargo si cuenta con la aprobación de oferta pública de valores de la Superintendencia General de Valores.

21.1.4 El detalle de las colocaciones realizadas al 31 de diciembre del año 2012 se anotan a continuación: Serie B-1: Monto ofrecido: ¢ 19.125.000.000 Monto asignado: ¢ 15.000.000.000 Precio promedio ponderado de asignación: 99,98%

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Serie B-2: Monto ofrecido: ¢ 15,000,000,000 Monto asignado: ¢ 15,000,000,000 Precio promedio ponderado de asignación: 100,00% Serie B-3: Monto ofrecido: ¢ 12,000,000,000 Monto asignado: ¢ 12,000,000,000 Precio promedio ponderado de asignación: 100,23%

Nota 22 Gastos consumidores

En el período terminado el 31 de diciembre los gastos de consumidores se detallan así:

2012 2011

(miles de colones)

Dirección Comercial ¢ 579,342 523,043

Sucursales

19,924,927 18,229,550

Departamento de Servicios Técnicos

452,510 461,682

Otros Gastos de Comercialización

224,274 277,956

Total ¢ 21,181,053 19,492,231

Nota 23 Dividendos

La Asamblea General Ordinaria de Accionistas # 121 del 7-9-2012, declaró el pago de dividendos igual al 10% Utilidades del año 2011 por un total de ¢ 352,486,000.00, según el Artículo # 2, inciso b.

Nota 24 Contratos y convenios de financiamiento

Al 31 de diciembre de 2012 y 2011 el detalle de los contratos es el siguiente:

1) Convenio de Crédito Entre el Instituto de Crédito Oficial del Reino De España y la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. de la República de Costa Rica

El 26 de abril de 2002, el Gobierno del Reino de España concedió al Gobierno de la República de Costa un crédito por US$ 25,628,277 con cargo al Fondo de Ayuda al Desarrollo, el cual si procede podrá incrementarse hasta financiar el 50% de la prima de la Compañía Española de Seguros de Crédito a la Exportación.

Para la instrumentación de este crédito, el Reino de España actúa a través del Instituto de Crédito Oficial, Agente Financiero del mismo en virtud de lo dispuesto en el Acuerdo de Consejo de Ministros de 26 de abril de 2002 y que la República de Costa Rica autoriza a la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. a actuar en nombre y por cuenta de sí misma, en virtud de lo dispuesto en la Ley No. 8174 del 27 de noviembre de 2001.

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Garantía

El garante a los efectos del presente convenio “La República de Costa Rica, representada por su Ministerio de Hacienda quién garantiza todas las obligaciones derivadas del presente “Convenio”. Garantía Soberana del Estado de Costa Rica, publicada en el Alcance No. 85 a la Gaceta No.23 del martes 04 de diciembre del 2001. Objeto del convenio:

Este crédito tendrá carácter ligado y corresponde al 50% de la financiación oficial española destinada al, Sistema de Alimentación Eléctrica Subterránea de la ciudad de San José, desglosándose de la siguiente manera:

a) US$20,725,000 equivalentes al 50% de los bienes y servicios españoles exportados, tendrán carácter ligado y se utilizarán para la financiación de las exportaciones de bienes y servicios españoles.

b) US$2,360,000 equivalentes al 5.11% de los bienes y servicios exportados, financiarán material extranjero.

c) US$3,200,000 equivalentes al 6.93% de los bienes y servicios exportados, financiarán gasto local.

Condiciones del crédito

Intereses

Las cantidades utilizadas con cargo al “Crédito” devengarán un interés a favor del “ICO” desde la fecha de cada utilización hasta la amortización del 0.7% (CERO COMA SIETE) fijo anual, con vencimientos semestrales. El cálculo de intereses se realizará teniendo en cuenta el número de días naturales efectivamente transcurridos y se tomará como divisor 360 días. Comisiones: Comisión de Disponibilidad: Una comisión de disponibilidad se 0.15% por año se aplicará a todos los importes que no hayan sido utilizados durante el período de disponibilidad previsto en la cláusula Cinco, comenzando a aplicarse a los tres meses de la entrada en vigor del Convenio. Comisión de Gestión: Una comisión de gestión de 0.15% se aplicará al importante total del crédito por una sola vez.

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Amortización La cantidad total dispuesta con cargo al “Crédito” será amortizada en el plazo de 30 años, incluyendo un período de 10 años de gracia, mediante 40 semestrales iguales, siendo el vencimiento de la primera cuota de amortización del principal a los 126 meses contados a partir de la fecha de entrada en vigor del presente “Convenio”. Amortización anticipada La prestataria podrá anticipar total o parcialmente, el pago de cualquiera de las cuotas estipuladas en la cláusula Nueve en cualquier momento, antes de las respectivas fechas de vencimiento, siempre que sea una cantidad mínima de US$100,000 y represente múltiplos de US$10,000. Calificación Pari Passu. El prestatario deberá asegurar, hasta donde sea legalmente posible, que sus obligaciones de pago bajo este contrato clasifiquen al menos Pari Passu con todas sus otras obligaciones de pago presentes y futuras no garantizadas e insubordinadas.

2) Convenio de Crédito Comprador entre Deutsche Bank, Sociedad Anónima Española y Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. El 15 de julio de 2002 la compañía suscribió un convenio de crédito comprador con Deutsche Bank S.A.E. Objeto del convenio: Financiación del proyecto Red de electrificación subterránea de San José con la garantía de la República de Costa Rica. Características del crédito Monto US$ 25,628,277 (veinticinco millones seiscientos veintiocho mil doscientos setenta y siete dólares). Interés. El crédito devengará intereses a favor del Banco al tipo vigente según las normas de la OCDE (Organización de Cooperación y Desarrollo Económico) que rija en el momento de formalizar la operación que vendrá referenciado al tipo de que resulte por aplicación del correspondiente CIRR (Comercial Interest Referente Rate) para préstamos a un plazo de amortización similar al del crédito concedido y de la misma divisa de denominación. Comisiones Comisión de Gestión: Dentro de los 15 días siguientes a la firma del convenio y por una sola vez, una comisión de gestión del 0.15%, calculada sobre el importe del crédito.

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Amortización: El importe del crédito efectivamente utilizado será amortizado por el acreditado mediante su reembolso al Banco en un plazo de 10 años mediante 20 cuotas de principal e importes iguales y vencimientos semestrales y consecutivos. Garantía El garante a los efectos del presente convenio “La República de Costa Rica, representada por su Ministerio de Hacienda quién garantiza todas las obligaciones derivadas del presente “Convenio”. Garantía Soberana del Estado de Costa Rica, publicada en el Alcance No. 85 a la Gaceta No.23 del martes 04 de diciembre del 2001.

3) Contrato de crédito Kreditanstal Fur Wiederafbau (KFW) No.1 El 16 de diciembre de 2005 se suscribió un contrato de crédito con KfW por US$26,500,000. Objeto del contrato El prestatario (Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.) pretende construir y dar mantenimiento a una planta hidroeléctrica de 8,4. MW “El Encanto” localizada en el Río Aranjuez en la provincia de Puntarenas, Cantón de Miramar y requiere de financiamiento corporativo para dicho propósito. Condiciones del crédito Tasa de interés: El prestatario deberá pagar a KFW interés calculado con base en la tasa de interés de referencia válida para el período de interés pertinente más un margen 3.3% anual; el promedio de interés pagado en el período fue 3.9875%. Comisión de Administración: Comisión Única por administración de 1% fijo del total del crédito, o sea US$265,800. Comisión por compromiso: Al final de cada trimestre calendario el prestatario debe pagar a KFW una comisión por compromiso no reembolsable de 0.25% anual, desde la fecha de entrada en vigencia de este contrato. Amortización Durante el período de amortización el prestatario debe amortizar el préstamo a KFW en 20 cuotas conjuntas pagadas semestralmente.

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Obligaciones del prestatario 1 Cambio de actividad comercial. El prestatario no deberá sin previo

consentimiento cambiar la actividad comercial. 2 Contabilidad. El prestatario debe preparar sus propios informes periódicos y

documentos que prueben el cumplimiento con los requisitos de Razones Financieras de acuerdo con la ley aplicable.

3 Protección de Seguros: El prestatario debe tomar y mantener una cobertura de seguros contra los riesgos usuales con respecto a los activos y operaciones comerciales.

4 Gravámenes. Sin consentimiento previo de KFW el prestatario no debe crear o tolerar la existencia de ningún gravamen sobre ningún activo.

5 Disposición. Sin consentimiento previo de KFW el prestatario no debe disponer de sus activos, ni en su totalidad ni en parte, si el valor agregado de mercado a ser establecido en el momento de la disposición de los activos correspondientes exceden la suma de US$30,000,000 (treinta millones de dólares) o correspondan a más de un 10% de los activos del prestatario.

Nuevo Endeudamiento Financiero. Sin consentimiento previo de KFW el prestatario no debe incurrir en ningún endeudamiento financiero nuevo, sin tomar en cuenta las obligaciones bajo este contrato.

Calificación Pari Passu. El prestatario debe asegurar, hasta donde sea legalmente posible, que sus obligaciones de pago bajo este contrato clasifiquen al menos Pari Passu con todas sus otras obligaciones de pago presentes y futuras no garantizadas e insubordinadas.

Pagos Inadecuados. El prestatario debe asegurar que ni el prestatario ni el garante ni ninguno de sus respectivos afiliados o respectivos funcionarios, directores, empleados o agentes actuando por su nombre ofrecerán, darán, insistirán en recibir o solicitarán ningún pago ilegal o beneficio inadecuado para influenciar la acción de personal alguno en relación con el proyecto.

Garantía

El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), se constituye en avalista solidario de todas las obligaciones contraídas por la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. en el referido contrato de préstamo.

4) Acuerdo de préstamo suplemetario Kreditanstal Fur Wiederafbau (KFW) No.2

El 16 de diciembre de 2005 Kreditanstal Fur Wiederafbau (KFW) y la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. suscribieron el acuerdo de préstamo No. 12355 por US$26,500,000, para financiar el proyecto “Planta Hidroeléctrica el Encanto”.

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Debido a dificultades geológicas en la fase de ejecución del proyecto la conclusión de la obra atrasara, creando una necesidad adicional de financiamiento por US$ 9,500,000. Dado lo anterior se celebra el presenta acuerdo de préstamo suplementario. Préstamo

Sujeto a las disposiciones de este acuerdo, KFW debe otorgar al prestatario un préstamo de plazo corporativo no renovable por un monto de hasta US$36,000,000 (treinta y seis millones de dólares), para efectos de financiar el proyecto. El préstamo consiste en:

a) Un tramo I por US$26,500,000

b) Un tramo II por US$9,500,000

Comisiones

El prestatario deberá pagar a KFW una comisión por la administración una sola vez de un 1% del monto total del préstamo, que es de US$360,000.

Amortización

El Tramo I y el Tramo II están sujetos a diferentes plazos de amortización. Durante cada plazo de amortización el prestatario deberá amortizar el tramo respectivo del préstamo a KfW en 20 amortizaciones semianuales.

Garantía

Para poder garantizar el pago de las obligaciones por parte del prestatario bajo en relación a este acuerdo de préstamo suplementario, el garante, Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), deberá extender la garantía existente (acuerdo de garantía) de forma aceptable para KFW. Dicha ampliación de la garantía es una condición para el primer desembolso bajo el tramo II.

Disposiciones Legales Generales

Todos los otros términos y condiciones del acuerdo de préstamo deben permanecer inalterados y deben continuar en vigencia. Todas las referencias en el presente documento deberán tener el mismo significado que el establecido en el acuerdo de préstamo y deberán ser interpretadas como referencia al acuerdo de préstamo como se enmienda por medio de este acuerdo de préstamo suplementario. Este acuerdo de préstamo suplementario deberá regirse por y ser interpretado de acuerdo con las leyes de la República Federal de Alemania.

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Este acuerdo de préstamo entrara en vigencia en la fecha en que es firmado.

Este acuerdo de préstamo suplementario deberá ser ejecutado en idioma inglés en dos contrapartes, cada uno de los cuales deberá constituirse en un instrumento original.

5) Banco Internacional de Costa Rica

Objetivo del crédito

El 25 de noviembre de 2009 la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. obtuvo financiamiento para la atención de necesidades en el desarrollo de proyectos, compra de activos y necesidades de flujo de caja que se presenten por atrasos de ajustes tarifarios.

Monto La línea de crédito es por US$3,000,000 (tres millones de dólares) o el que se indique.

Plazo La línea de crédito tiene un plazo de un año renovable anualmente a criterio del Banco para financiamientos de hasta 36 meses.

Interés

La tasa de intereses de este crédito se varió a tasa fija del cinco por ciento anual, a partir del 26 de octubre del 2010. Comisiones

Se cobrara una comisión anual de 0,083% de forma anticipada y se cobrara comisión del 0.25% por desembolso, pagadera por adelantado, formalización US$1,500.

Prepagos

A los pagos anticipados no se les aplicara el cobro de comisiones y se permite el pago anticipado del principal en cualquier momento.

Garantía Se firma pagaré por US$3,000,000 entre la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. y el Banco Internacional de Costa Rica, S.A. firmado el 27 de mayo de 2010. Forma de pago

Principal al vencimiento e intereses semestrales.

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6 Banco Internacional de Costa Rica

Objetivo del crédito

El 8 de diciembre de 2011 la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. obtuvo financiamiento con el propósito de emplear los recursos en necesidades de la CNFL, S.A., tales como adquisición de activos, inventarios de materiales y equipos diversos para todas las áreas de la empresa, así como para atender el financiamiento de las etapas tempranas del Proyecto Hidroeléctrico Balsa Inferior. Monto La línea de crédito es por US$12,000,000 (doce millones de dólares exactos) o el que se indique. Plazo La línea de crédito tiene un plazo de 36 meses contados a partir de la fecha indicada y hasta el 08 de diciembre de dos mil catorce. Interés El crédito devengará intereses corrientes sobre los saldos de principal a partir de su fecha de desembolso a una tasa de interés fija de cuatro coma cincuenta por ciento anual. Comisiones Se cobrará una comisión por concepto de supervisión y manejo del crédito, equivalente al cero coma ciento veinticinco por ciento, calculada sobre el monto principal del crédito, la cual será pagadera por anticipado, y por una única vez. Prepagos A los pagos anticipados no se les aplicara el cobro de comisiones y se permite el pago anticipado del principal en cualquier momento. Garantía Se firma pagaré por US$12.000.000 entre la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. y el Banco Internacional de Costa Rica, S.A. firmado el 08 de diciembre de 2011. Forma de pago Principal al vencimiento e intereses mensuales.

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7 Banco de Costa Rica Objetivo del crédito

El 04 de junio de 2012, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S. A., obtuvo un crédito directo para financiar la construcción del Proyecto Hidroeléctrico Balsa Inferior, ubicado en La Florencia de San Carlos.

Monto

La línea de crédito es por ¢40.428.250.000,00 (Cuarenta mil cuatrocientos veintiocho millones, doscientos cincuenta mil colones exactos).

Plazo

La línea de crédito tiene un plazo de 20 años contados a partir de la fecha indicada y hasta el 04 de junio del 2032. Y un periodo de gracia de 24 meses.

Interés

Para el primer y segundo año: Tasa Básica Pasiva más 2%. A partir del tercer año Tasa Básica Pasiva más 3%, ajustable mensualmente cada vez que varíe la Tasa Básica Pasiva, pis: 9.75%.

Interés por mora

En caso de incurrir, reconocerá al banco una comisión fija compensatoria de los costos administrativos en que éste incurra producto de la gestión de cobro del crédito moroso.

Comisiones

Se cobrará Comisión de Formalización 0.50% por única vez. Fiscalización de obra y autorización de desembolsos: 0.10% sobre el monto a girar.

Pago anticipado

Por pago anticipado: 3% sobre el saldo de capital anticipadamente amortizado.

Garantía

Partida Presupuestaria debidamente aprobada por la Contraloría General de la República, documentada por un contrato mercantil y pagaré institucional. Forma de pago Durante los primeros veinticuatro meses pagarán únicamente intereses mensuales vencidos. A partir del mes 25 atenderán mediante cuotas mensuales consecutivas imputables a capital e intereses vencidos.

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Nota 25 Contratos para construcción de Obras

Al 31 de diciembre de 2012 y 2011 el detalle de los contratos para construcción de obras es el siguiente:

1. Reconstrucción del Sistema de Distribución Eléctrica de San José

Contrato: La Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. y la Corporación de Ingeniería Electromecánica Industrial Coriem S.A. firman el presente contrato el 11 de setiembre de 2009.

Objetivo: Reconstrucción del Sistema de Distribución Eléctrica de Paseo Colón en San José que permita dar continuidad a la Red de Distribución Eléctrica Subterránea en el Centro de San José.

Plazo de la Obra: 480 días naturales a partir de la firma del contrato. Precio del Contrato: US$ 5,100,771.

Financiamiento: 10% del precio adjudicado equivalente a US$510,077 se pagarán al contratista con fondos propios de la CNFL, mediante crédito a la cuenta corriente del BCR 0012386763 y el saldo (90%) por US$4,590,694 se pagará mensualmente contra facturas emitidas por el Contratista por avance de obras y condiciones cumplidas.

Garantía del Contratista:

a) Garantía de respaldo del buen manejo del 100% del anticipo (US$510,077) dentro de los 10 días hábiles a partir del refrendo del contrato, la cual estará vigente hasta 30 días naturales después de la fecha de recepción provisional de la obra.

b) Garantía de Cumplimiento por US$510,077, la cual se mantendrá vigente anual renovable con dos meses de anticipación a su vencimiento.

2. Diseño y Construcción de la estructura de presa y obras de captación, casa de

máquinas y suministro de equipamiento electromecánico del Proyecto Hidroeléctrico Balsa Inferior.

Contrato: Entre la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. y el “Consorcio OAXENGEVIX firmado el 15 de julio del 2011.

Objetivo: Este contrato comprende los estudios de ingeniería para el diseño detallado, el aprovisionamiento, la fabricación, transporte de los equipos y suministros al sitio del proyecto, la construcción total y completa, el montaje electromecánico, la puesta en marcha y la operación hasta la aceptación final de la casa de máquinas y la estructura de presa y obras de captación por parte del contratista, por la modalidad de Contrato Llave en Mano Supervisado.

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Fecha de orden de inicio de las obras: 5 de octubre del 2011.

Plazo: Para la casa de máquinas dentro de un plazo de 704 días naturales contados a partir de la fecha de inicio del contrato y para la estructura de presa y obras de captación dentro de un plazo de 540 días naturales contados también a partir de la fecha de inicio del contrato.

Precio: La CNFL pagará al contratista por el cumplimiento del objeto de este contrato la suma total de US$ 81.112.799,27, un monto de US$ 19.476.521,83 por la presa y obras de captación y US$ 61.636.277,44 por la casa de máquinas.

3. Contrato para la Ingeniería, Suministro, Construcción y Puesta en Servicio de la Subestación del Proyecto Hidroeléctrico Balsa Inferior.

Contrato: Entre la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. y el “Consorcio OAXENGEVIX firmado el 29 de noviembre del 2011.

Objetivo: Este contrato comprende la totalidad del diseño, proveer el suministro necesario de estructuras, materiales y equipos eléctricos, herrajes, aisladores, cable, fibra óptica, equipo de baja y alta potencia, equipos de control, protección y medición, en general, todos los equipos, servicios y materiales necesarios para realizar la obra objeto de este contrato, llevar a cabo la construcción, montaje y puesta en operación de las mismas.

Fecha de orden de inicio de las obras: 21 de marzo del 2012.

Plazo: El plazo de ejecución para la construcción de la obra es de 480 días naturales para la recepción preliminar.

Precio: La CNFL pagará al contratista por el cumplimiento del objeto de este contrato la suma total de US$ 17.009.114,66

Nota 26 Contrato Compra Venta

Al 31 de diciembre de 2012 y 2011 el detalle de los contratos de compra venta de activos, es el siguiente:

Contrato de Finiquito de la adquisición Planta Térmica Moín III

Con fecha 16 de agosto del año 2007, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz SA y el Instituto Costarricense de Electricidad suscribieron el “Contrato de Finiquito de la Adquisición Planta Térmica Moín III” cuyos antecedentes y cláusulas más importantes son las siguientes:

Antecedentes

Mediante acuerdo del Consejo directivo en el artículo 8 de la Sesión 5748 del 8 de agosto de 2006, se acordó:

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“Autorizar a la Administración Superior del ICE para que realice el “Proyecto para la compra de la Planta Térmica Moín III, mediante novación de deudor”, con la Compañía Nacional de Fuerza y Luz”

Que la Contraloría general de la República en su oficio DCA1482 del 7 de mayo de 2007 refrendo el contrato de compraventa, entre la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL) y el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), para la adquisición de la Planta Térmica Moín III.

Que en junio de 2007, se firmó el adendum del Contrato de Préstamo No1516 con el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE), en el que el ICE adquiere la obligación financiera previamente de la planta en referencia. El finiquito se regirá por las siguientes cláusulas:

Según certificación emitida por la Auditoría Externa de la CNFL (Corporación Glasguense S. A), la Planta Térmica Moín III adquirida por el ICE tiene un valor en libros, al 30 de abril de 2007, de veintidós mil seiscientos noventa y cuatro millones, seiscientos sesenta y tres mil novecientos sesenta y cinco colones con ochenta céntimos (¢22,694,663,966), de los cuales cinco mil ciento noventa y ocho millones seiscientos mil cuarenta y dos colones con ochenta céntimos (¢5,198,600,042) corresponden a revaluación de la misma.

El saldo de la deuda asumida por el ICE con el BCIE asciende a treinta y dos millones setecientos ochenta mil ochocientos setenta y cuatro dólares con treinta y seis céntimos (US$32,780,874).

El ICE deberá cancelar la diferencia entre el valor en libros de la planta y el saldo de la deuda con el BCIE por el monto de cinco mil seiscientos veintiséis millones trescientos dieciocho mil trescientos diecinueve colones con sesenta y seis céntimos (¢5,626,318,319); lo anterior, en concordancia con la cláusula cuarta del contrato de compraventa refrendado por la Contraloría General de la Republica. El primer pago por este concepto se realizará en enero de 2009.

A partir de la adquisición de la Planta Térmica Moín III, el ICE asume la garantía correspondiente ante la Secretaría Técnica Nacional Ambiental (SETENA).

De acuerdo con este Finiquito Compañía Nacional de Fuerza y Luz procede de la siguiente manera:

Finiquito Planta Térmica Moín III (en miles de colones)

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V. libros Plta. Térmica Moín ¢ 22,694,664 Menos: Dólares Colones Obligaciones BCIE 17,068,345 22201601 US$17,877 ¢ 9,308,028 22201602 10,533 5,484,538 26201601 2,750 1,432,004 26201602 1,621 843,775 Saldo a cobrar al ICE ¢ 5,626,319

El saldo por cobrar será pagado por el Instituto Costarricense de Electricidad en un plazo de 6 años en cuotas semestrales vencidas en los meses de enero y julio, a partir de enero de 2009.

La tasa de interés será igual a la inflación interanual del período entre el mes de julio del año anterior y junio del año en curso y la inflación acumulada del año anterior para el pago del mes de enero.

Contrato Planta Moín

Con fecha 22 de diciembre del año 2006, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S. A y el Instituto Costarricense de Electricidad suscribieron el “Contrato de Adquisición de Planta Térmica de Moín III mediante novación de deudor” cuyos antecedentes y cláusulas más importantes son las siguientes:

Antecedentes

Que mediante acuerdo del Consejo Directivo, de la sesión número 4759 de 28 de mayo de 1996, el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) solicitó a la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A la instalación de una planta térmica de al menos 72 MW para ser arrendada al ICE bajo la modalidad de arrendamiento simple. El ICE asume la responsabilidad del suministro de combustible y los costos del arrendamiento como planilla operativa, amortización del crédito, intereses, seguros, gastos de mantenimiento, gastos de refacciones mayores u overhalls y depreciación.

1. Que mediante informe técnico “Proyecto para la compra de la Planta Térmica de Moín III mediante novación de deudor” recomienda que se ejerza la opción de compra, dado que el costo es razonable, la planta satisface los requerimientos técnicos y que es necesaria para solventar la necesidad pública de mejoramiento de los servicios para la colectividad y evitar racionamientos energéticos que impedirían el desarrollo óptimo del país.

2. Que la División de Contratación Administrativa de la Dirección Jurídica Institucional mediante oficio 0092267272006 DCA 7476 de 13 de junio de 2006 manifiesta que resulta jurídicamente factible para el ICE, en su calidad de arrendataria, optar por la compra de la Planta Térmica Moín III y rescindir el contrato de arrendamiento.

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3. Que en el artículo 8 del acta de la sesión número 5748 de 8 agosto de 2006 el Consejo Directivo del ICE aprobó ejercer la opción de compra de la Planta Térmica Moín III mediante la novación de deudor y que el Consejo de Administración de la CNFL acordó en sesión número 2124 del 28 de agosto de 2006 llevar a cabo en coordinación con el ICE la operación de compraventa de la Planta Térmica Moín III mediante novación deudor ante el BCIE, que también fue aprobada por la asamblea general ordinaria de Accionistas número 110, artículo 2, inciso a) celebrada el 8 de setiembre de 2006.

4. Que el ICE otorgó garantía solidaria para el financiamiento de la construcción e instalación de la Planta Térmica Moín III dado por el BCIE y que una vez obtenidas las autorizaciones de endeudamiento de las entidades gubernamentales correspondientes por parte del ICE, se podrá realizar la compraventa asumiendo el ICE la deuda, quedando extinguida la obligación precedente de la CNFL.

Que el ICE obtuvo las autorizaciones de endeudamiento requeridas por parte del Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE), Ministerio de Planificación y Política Económica (MIDEPLAN), Banco Central de Costa Rica (BCCR) y la Secretaría Técnica de la Autoridad Presupuestaria (STAP).

Cláusulas 1. Objeto del contrato

El ICE adquiere de la CNFL la Planta Térmica Moín III contratada mediante el Concurso número 9612, la que tenía bajo arrendamiento según el contrato suscrito entre la partes el 4 de setiembre de 1997.

2. Obligaciones

La CNFL se compromete a entregar la Planta Térmica Moín III según especificaciones técnicas que se detallan en el en el Anexo 1. Asimismo se mantiene el derecho del ICE de utilización del software suministrado por MARUBENI como parte del cumplimiento del contrato y de MARUBENI de responder por las demandas de uso de patentes que pueden ser interpuestas en contra del ICE.

3. Precio objeto del contrato

El precio de la compra venta se establece en la suma de US $44,159 (miles) (cuarenta y cuatro millones cincuenta y nueve mil ciento sesenta y ocho con 10/10 dólares de los Estados Unidos de América), que corresponde al valor neto en libros de la Planta Térmica Moín III al 30 de noviembre de 2006, según estados financieros de la CNFL.

4. Forma de pago El ICE asumirá el pago de la Planta Térmica Moín III en la siguiente forma:

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a. Novación de deudor. El ICE mediante la figura de “Novación de Deuda” asumirá el monto del principal adeudado al BCIE que al 15 de octubre de 2006 es de US$34,966 (miles) (treinta y cuatro millones novecientos sesenta y seis doscientos sesenta y cinco dólares con ochenta y seis centavos). Asimismo el ICE pagará a la CNFL el monto correspondiente al arrendamiento desde esa fecha hasta un día antes de la entrada en vigencia del presente contrato, fecha a partir de la cual el servicio de la deuda será cubierto de la misma forma y en las mismas condiciones que la CNFL acordó contractualmente con el BCIE.

b. Diferencia a pagar

Monto y plazo. La diferencia entre el monto de la compraventa y el saldo de la deuda indicado en la cláusula anterior la pagará el ICE en un plazo de 6 años, en amortizaciones fijas, iguales y consecutivas, periodo durante el cual se cobrará un interés que estará referenciado a la inflación, tal y como se detalla más adelante.

Periodicidad de pago. El principal y los intereses se cancelarán en forma vencida trimestralmente, en los meses de julio y enero según corresponda.

Tasa de interés. Para cancelar el monto de los intereses se considerará la inflación en la siguiente forma.

Para el pago a realizar en el mes de julio, aplica la inflación interanual del periodo entre el mes de julio del año anterior y junio del año en curso.

Para el correspondiente al mes de enero, correspondería la inflación acumulada anual del año anterior.

Una vez que tome eficacia el presente contrato con la firma del refrendo por parte de la Contraloría General de la República, la CNFL procederá a la liquidación contable de la Planta Térmica Moín III, de donde se determinará el monto a cobrar bajo los términos y condiciones considerados. El monto definitivo de la diferencia resultante entre el valor en libros de la planta y el saldo adeudado por la CNFL al BCIE se establecerá conforme la normativa contable generalmente aceptada y en conformidad con una certificación que será emitida por la Auditoría Externa una vez firmado este contrato.

5. Propiedad de los equipos En relación con el arrendamiento y la opción de compra de la Planta Térmica Moín III, el ICE y la CNFL se otorgan mutuamente el más amplio respaldo y suficiente finiquito sobre las obligaciones convenidas en el contrato suscrito el 4 de setiembre, manifestando no tener ningún reclamo, presente o futuro, sea este de carácter civil, administrativo, penal, comercial o de cualquier índole, derivado del arrendamiento relacionado.

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6. Finiquito total. En relación con el arrendamiento y la opción de compra de la Planta Térmica Moín III, tanto el ICE y la CNFL se otorgan mutuamente el mas amplio respaldo y suficiente finiquito sobre las obligaciones convenidas en el contrato suscrito el 4 de setiembre de 1997, manifestando no tener ningún reclamo, presente o futuro, sea este de carácter civil, administrativo, penal, comercial o de cualquier índole, derivado del arrendamiento relacionado.

7. Validez y eficacia del presente contrato El presente contrato será válido a partir de la notificación por parte de la Contraloría General de la República. Ambas partes acuerdan que los efectos jurídicos del presente contrato quedan sujetos al requisito de refrendo de la Contraloría General de la República, que debe ser debidamente notificado al ICE. Si por cualquier circunstancia no se otorgara al presente contrato el refrendo respectivo, las partes aceptan que tal circunstancia constituye una imposibilidad para la ejecución del mismo, sin responsabilidad para ninguna de ellas. Contratos Contrato Eléctrico a- Contratos de servicios eléctricos

El 8 de abril de 1941 la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, (anteriormente denominada The Costa Rica Electric Light and Traction Company Limited, Compañía Nacional Hidroeléctrica, S.A.) suscribió con el gobierno de la República de Costa Rica el contrato de servicio eléctrico. Tal contrato fue modificado por la Ley número 4197 del 20 de 1968 y la Ley número 4977 del 19 de mayo de 1972. Dentro de sus principales cláusulas se establece lo siguiente: La Compañía gozará, durante la vigencia de este contrato, de la exención

de todos los derechos e impuestos de importación y sus recargos (inclusive aduana, impuesto consular y de teatro) y cualesquiera otros sobre lo que importe para el uso exclusivo en sus negocios y propiedades eléctricas de toda clase, incluyendo plantas hidroeléctricas, subestaciones, transformadores y convertidores, líneas de transmisión y distribución, como todos los fines accesorios que requiera para construir, mantener y reparar las instalaciones eléctricas que sean parte de sus sistemas de producción, transmisión, distribución y suministros de energía eléctrica.

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En el artículo 36 se establece lo siguiente: “El presente Contrato Eléctrico y sus concesiones anexas continuarán en vigencia por veinticinco años más a partir del primero de julio de 1968 y se considerará automáticamente prorrogado por un nuevo período igual, salvo acuerdo previo en contrario de las partes; al vencimiento del plazo que se hubiere convenido, la Compañía deberá disolverse y el Instituto Costarricense de Electricidad asumirá y continuará el suministro de los servicios eléctricos en las localidades servidas hasta este entonces por la Compañía; en esta eventualidad, el Instituto deberá proceder a adquirir la totalidad de las acciones de la Compañía y por consiguiente asumirá todo el activo de ésta, así como su pasivo en las condiciones y términos existentes en ese momento. La adquisición de las indicadas acciones se hará por el precio que determine el Tribunal Fiscal Administrativo de la Tributación Directa”.

Nota 27 Pasivos contingentes

Al 31 de diciembre de 2012 y 2011 los pasivos contingentes se detallan a continuación:

a) Prestaciones legales Existe un pasivo contingente por el pago de auxilio de

cesantía que la CNFL traslada a la Asociación Solidarista por cada funcionario que está afiliado a la misma, equivalente al 5.33%, el cual se rige por lo establecido en la Ley # 6970.

b) Fiscal Las declaraciones del impuesto sobre la renta de los últimos períodos están a disposición de las autoridades fiscales para su revisión (nota 17).

c) Impuesto de Patente Municipal Las declaraciones de este impuesto están a disposición de la Municipalidad de San José para su revisión.

d) Caja Costarricense del Seguro Social Las planillas de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. están a disposición de los inspectores de Caja Costarricense del Seguro Social para su revisión.

Nota 28 Gobierno Corporativo

En la sesión N. 2258 celebrada el 30 de noviembre de 2009 la Compañía acordó adoptar el Reglamento de Gobierno Corporativo propuesto por la Bolsa Nacional de Valores, S.A. de conformidad con lo dispuesto para los emisores no financieros de valores, artículo 2 del Reglamento de Gobierno Corporativo aprobado por el CONASSIF en las actas de las sesiones 7872009 y 7882009 celebrada el 19 de julio de 2009.

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Nota 29 Provisión para litigios

En atención al memorando 22018992011 del 292011 de la Dirección Jurídica, desde enero de 2012 se registran provisiones por aquellos litigios que ya tienen sentencia en primera instancia a favor de los demandantes. Al 31 de diciembre de 2012, se totalizan ¢477 millones. En Marzo de 2012 se registró un ajuste por ¢ 194 millones por recomendación de la Auditoría Externa por las sumas correspondientes año 2011. Se registran a valor presente de acuerdo con lo establecido en la NIIF 37 así:

Monto Valor Plazo Cuota Ajuste

Litigio

Original Presente Meses Mensual 2011

Consorcio Hydrocote, S. A. ¢ 443,451,852 288,874,856 48 6,018,226 72,218,714 Ortiz Mondragón César

274,800,000 199,257,272 36 5,534,925 66,419,091

Rufea, S.A.

230,807,329 167,358,219 36 4,648,839 55,786,073

Total ¢ 949,059,181 655,490,347

16,201,990 194,423,878

En el caso específico de Rufea S.A. es importante indicar que en el mes de Junio se pagó la suma de ¢ 230.8 millones por ejecución de la sentencia y durante los meses de Junio a Setiembre 2012 se registró la suma de ¢ 199.7 millones por concepto de costas e intereses que se encuentran en apelación. Al 31 de diciembre 2012 el saldo asciende a ¢476.9 millones, compuesto así:

Saldo

Litigio Dic. 2012

Consorcio Hydrocote, S. A. ¢ 144,437,428 Ortiz Mondragón César

132,838,181

Rufea, S.A.

199,681,844 Total ¢ 476,957,453

Nota 30 Hechos de importancia

El 3 de noviembre de 2010 por motivos de la tormenta Tomas, las siguientes plantas sufrieron daños en sus instalaciones:

Concepto

Planta Pérdidas Dañados Total Planta Belén ¢ 1,575 0 1,575 Planta Brasil 865 0 865 Planta Electriona 2,713 0 2,713 Planta Nuestro Amo 1,044,884 11,922,992 12,967,876 Planta Ventanas 85,964 3,338,782 3,424,746 Total ¢ 1,136,001 15,261,774 16,397,775

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Las partidas clasificadas como pérdidas corresponden a los activos que se dieron de baja debido a que no se pueden recuperar; se registraron en la cuenta contable 52400110601. Las partidas que se anotan como dañados son activos que se pueden recuperar y por tanto se reclasificaron como activos fuera de operación. Actualmente la administración se encuentra realizando las gestiones necesarias para la tramitar ante el INS la aplicación de la póliza U500.

En el año 2012 se llegó a un finiquito con el INS, y la Compañía recibió una indemnización total por la suma de 15 millones de dólares que compensó el rubro denominado como Pérdidas y otros rubros reclamados producto del evento.

Indemnización por el INS Ver nota 8 y 19.

Nota 31 Autorización para emitir los estados financieros

El Contador General autorizó la emisión de estos estados financieros el 13 de febrero de 2013.

La SUGEVAL tiene la posibilidad de requerir modificaciones a los estados financieros luego de su fecha de autorización para su emisión.



Informe del contador público independiente sobre el control interno

31 de diciembre de 2012

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Informe del contador público independiente sobre el control interno

Señores Junta Directiva Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. y la Superintendencia General de Valores

Hemos realizado la auditoría del estado de posición financiera al 31 de diciembre de 2012 de Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. y de los estados de ingresos y gastos, de flujos de efectivo y de cambios en el patrimonio por el período de un año terminado en esa fecha y emitimos opinión previa sin salvedades con fecha 20 de febrero de 2013.

La auditoría se practicó de acuerdo con normas internacionales de auditoría y la normativa relativa a las auditorías externas de los sujetos fiscalizados por la Superintendencia General de Valores. Dichas normas requieren que planeemos y ejecutemos la auditoría para obtener seguridad razonable de que los estados financieros están libres de errores de importancia.

Al planear y ejecutar la auditoría de la Compañía tomamos en cuenta su estructura de control interno y el procesamiento electrónico de datos con el fin de determinar los procedimientos de auditoría necesarios para expresar opinión sobre los estados financieros, y no para opinar sobre la estructura de control interno de la entidad en su conjunto.

La administración de la Compañía es responsable de establecer y mantener una estructura de control interno. Para cumplir con esta responsabilidad la administración debe hacer estimaciones y juicios para evaluar los beneficios y los costos relativos a las políticas y procedimientos de la estructura de control interno. Los objetivos de la estructura de control interno son suministrar una razonable, pero no absoluta seguridad de que los activos están salvaguardados contra pérdidas provenientes de disposición o usos no autorizados, y que las transacciones son ejecutadas de acuerdo con autorizaciones de la administración y registradas oportuna y adecuadamente para permitir la preparación de los estados financieros de acuerdo con los criterios establecidos por la gerencia.

Debido a limitaciones inherentes a cualquier estructura de control interno, errores o irregularidades pueden ocurrir y no ser detectados. También la proyección de cualquier evaluación de la estructura hacia futuros períodos está sujeta al riesgo de que los procedimientos se vuelvan inadecuados debido a cambios en las condiciones, o que la efectividad del diseño y funcionamiento de las políticas y procedimientos pueda deteriorarse.


Para fines del presente informe hemos clasificado las políticas y procedimientos de la estructura de control interno en las categorías siguientes: Proceso de registro, control de emisión y pago de valores autorizados por la

SUGEVAL. Proceso contable. Controles sobre activo fijo. Procesos de revaluación. Proceso de facturación y cobro. Proceso de financiamiento. Para las categorías de control interno mencionadas anteriormente obtuvimos una comprensión del diseño de políticas y procedimientos importantes y de si estaban en funcionamiento, y evaluamos el riesgo de control. Observamos ciertos asuntos relacionados con la estructura de control interno y su funcionamiento que consideramos constituye condiciones que deben ser reportadas según lo establecido por las normas internacionales de auditoría. Las condiciones a reportar comprenden asuntos que llegaron a nuestra atención en relación con deficiencias en el diseño o funcionamiento de la estructura de control interno que, a nuestro juicio, podrían afectar en forma adversa la capacidad de la Compañía para registrar, procesar, resumir y presentar información financiera en forma consistente con las aseveraciones de la administración. La cuenta de Inmuebles Maquinaria y Equipo incluye la sub-cuenta Distribución y Transmisión con un registro contable. La Compañía ha realizado un proceso de toma física de estos bienes que ha concluido casi en su totalidad. Se desarrolló un sistema de control de estos activos para operación y mantenimiento. No se ha desarrollado un sistema con una interfase que permita asociar a cada elemento de las líneas de distribución y transmisión, su costo y revaluación. La administración de la Compañía debe diseñar una estrategia de valuación para los activos definidos como sensibles a variaciones en el valor de mercado y generadores de flujos futuros de efectivo, así como establecer una política que defina la periodicidad y cumplimiento de este procedimiento en cumplimiento de la NIIF 13. A la fecha de la auditoría el programa de facturación y cobro SIPROCOM presenta diferencias pendientes de conciliar entre el saldo contable y el saldo del registro auxiliar, así como el incremento de partidas por cobrar pendiente de imputación llamada Transacciones comerciales por cobrar.


Una deficiencia significativa es una condición en la que el diseño o funcionamiento de elementos específicos de la estructura de control interno no reducen a un nivel relativamente bajo el riesgo de que errores o irregularidades, en montos que podrían ser de importancia en relación con los estados financieros básicos, puedan ocurrir y no ser detectados oportunamente por los empleados en el cumplimiento normal de sus funciones. Nuestra consideración de la estructura de control interno no necesariamente revela todos los asuntos de la estructura de control interno que podrían constituir deficiencias significativas, y en consecuencia no necesariamente revela todas las condiciones a reportar que también se consideren deficiencias significativas según la definición anterior. Sin embargo creemos que las condiciones descritas anteriormente constituyen deficiencias significativas, aunque no modifican la opinión expresada sobre los estados financieros. También observamos ciertos asuntos relacionados con la estructura de control interno y su funcionamiento que se incluyen en la carta de gerencia de 20 de febrero de 2013 (para discusión con la administración) y 20 de febrero de 2013 (Tecnología de Información). El presente informe es para conocimiento del Comité de Auditoría y la administración de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. y la Superintendencia General de Valores. San José, Costa Rica 20 de febrero de 2013 Dictamen firmado por José Antonio Lara E. Nº127 Pol.0116 FIG 7 v 30-9-2013 Timbre Ley 6663 ¢1.000 Adherido al original



Informe del contador público independiente sobre el cumplimiento de leyes, reglamentos y normativa


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Informe del contador público independiente sobre el cumplimiento de leyes, reglamentos y normativa Señores Junta Directiva Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. y Superintendencia General de Valores Hemos auditado los estados financieros de Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. por el período de un año terminado el 31 de diciembre de 2012 y emitimos opinión previa sin salvedades con fecha 20 de febrero de 2013.

La auditoría se practicó de acuerdo con normas internacionales de auditoría y la normativa relativa a las auditorías externas de los sujetos fiscalizados por la Superintendencia General de Valores. Dichas normas requieren planear y practicar el trabajo para obtener seguridad razonable de que los estados financieros están libres de errores de importancia.

El cumplimiento de las leyes, reglamentos y normativa en general para la regulación y fiscalización del mercado de valores aplicables a Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. es responsabilidad de la administración de la Compañía.

Como parte del proceso para obtener seguridad razonable respecto a si los estados financieros están libres de errores de importancia, efectuamos pruebas de cumplimiento por parte de la Compañía con la normativa aplicable. Sin embargo el objeto no fue emitir opinión sobre el cumplimiento general con dicha normativa.

Los resultados de las pruebas indican que con respecto a los asuntos evaluados, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. cumplió con los términos de las leyes y regulaciones aplicables. Con respecto a los asuntos no evaluados nada vino a nuestra atención que nos hiciera creer que Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A no había cumplido con dichos asuntos.

El presente informe es para conocimiento del Comité de Auditoría y la administración de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. y de la Superintendencia General de Valores. San José, Costa Rica 20 de febrero de 2013 Dictamen firmado por José Antonio Lara E. Nº127 Pol. 0116 FIG 7 v 3092013 Timbre Ley 6663 ¢1.000 Adherido al original

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Información complementaria


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Información complementaria

Anexos Número Página

Inmuebles, maquinaria y equipo y depreciación acumulada. 1 92 Construcciones en proceso 2 96 Gastos de operación 3 97 Gastos generales y administrativos 4 98 Otros gastos, otros ingresos 5 99 Revaluación y cobertura de activos 6 100 Relación entre saldo cobrado y el saldo exigible 7 101 Cuadro de antigüedad de saldos 8 103 Información por segmentos 9 104 Asientos contables de auditoría 10 107 Flujo de efectivo 11 109 Hoja de trabajo 12 111 Anexos

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Anexo 1

1 de 4

Costo original Saldo al 31/12/2011 AdicionesCompra directa Ajustes

Aumentos a construcción en

procesoDisminuciones en

costrucción en proceso Retiros Saldo al 31/12/2012

Terrenos � 3,272,960 62,977 0 0 0 0 0 3,335,937

Mejoras a terrenos 6,166,420 3,728 0 (88,361) 0 0 (14,863) 6,066,924

Edificios 11,868,006 144,390 0 (291,573) 0 0 (22,441) 11,698,382

Plantas hidroeléctricas 49,730,487 403,073 0 0 0 0 0 50,133,560

Distribución 92,722,812 6,847,229 0 0 0 0 (354,433) 99,215,608

Transmisión 2,022,475 0 0 0 0 0 0 2,022,475

Sub-estaciones 13,445,984 432,483 0 (54,419) 0 0 0 13,824,048

Conexiones de servicios 17,098,223 1,782,561 0 0 0 0 (59,581) 18,821,203

Equipo de alumbrado de calles 3,837,381 60,396 0 122,451 0 0 (32,609) 3,987,619

Alumbrado público, CNFL 5,707,476 1,405,681 0 (2) 0 0 0 7,113,155

Equipo general 24,364,130 0 2,178,074 (59,853) 0 0 (688,845) 25,793,506

Sistemas de comunicación 633,336 147,286 0 0 0 0 0 780,622

230,869,690 11,289,804 2,178,074 (371,757) 0 0 (1,172,772) 242,793,039

Construcciones en proceso (anexo 2) 41,327,644 0 0 (2,717,055) 64,933,525 (11,823,996) 0 91,720,118

Adelantos de obras 3,086,340 0 0 0 5,428,481 (3,086,340) 0 5,428,481

Saldo al 31 de diciembre de 2012 275,283,674 11,289,804 2,178,074 (3,088,812) 70,362,006 (14,910,336) (1,172,772) 339,941,638

Costo original Saldo al 31/12/2010 AdicionesCompra directa Ajustes

Aumentos a

construcción en proceso

Disminuciones en

costrucción en proceso Retiros Saldo al 31/12/2011

Terrenos 3,218,666 0 0 54,294 0 0 0 3,272,960

Mejoras a terrenos 5,720,799 445,621 0 0 0 0 0 6,166,420

Edificios 10,574,494 1,347,547 0 (54,035) 0 0 0 11,868,006

Plantas hidroeléctricas 49,486,181 244,305 0 1 0 0 0 49,730,487

Distribución 81,940,098 11,196,022 0 0 0 0 (413,308) 92,722,812

Transmisión 2,022,475 0 0 0 0 0 0 2,022,475

Sub-estaciones 13,110,743 335,241 0 0 0 0 0 13,445,984

Conexiones de servicios 15,160,932 2,015,748 0 0 0 0 (78,457) 17,098,223

Equipo de alumbrado de calles 3,652,934 371,378 0 0 0 0 (186,931) 3,837,381

Alumbrado público, CNFL 4,790,451 917,025 0 0 0 0 0 5,707,476

Equipo general 21,401,190 0 3,884,245 0 0 0 (921,305) 24,364,130

Sistemas de comunicación 412,209 221,127 0 0 0 0 0 633,336

211,491,172 17,094,014 3,884,245 260 0 0 (1,600,001) 230,869,690

Construcciones en proceso (anexo 2) 20,704,515 0 0 2,717,055 35,013,796 (17,107,722) 0 41,327,644

Adelantos de obras 0 0 0 0 3,086,340 0 3,086,340

Saldo al 31 de diciembre de 2011 � 232,195,687 17,094,014 3,884,245 2,717,315 38,100,136 (17,107,722) (1,600,001) 275,283,674


Inmuebles, maquinaria y equipo, costo original

Clasificación de movimientos

31 de diciembre


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Anexo 1

2 de 4

Depreciación acumulada

Saldo al

31/12/2011 Gastos

Deprec.

Centros de

Servicio Ajustes Retiros

Saldo al

31/12/2012

Terrenos ¢ 0 0 0 0 0 0

Mejoras a terrenos 877,921 134,684 2,911 (142) (3,124) 1,012,250

Edificios 1,766,200 219,497 19,474 (71) (4,565) 2,000,535

Plantas hidroeléctricas 8,090,938 1,301,041 0 2,185 0 9,394,164

Distribución 18,410,591 3,432,703 0 (35,186) (109,435) 21,698,673

Transmisión 344,638 69,012 0 199 0 413,849

Sub-estaciones 2,770,682 486,215 0 2,311 0 3,259,208

Conexiones de servicios 3,272,445 616,956 0 1,887 (17,039) 3,874,249

Equipo de alumbrado de calles 618,228 145,655 0 113,502 (31,523) 845,862

Alumbrado público, CNFL 844,774 216,271 0 53,488 0 1,114,533

Equipo general 10,624,493 1,436,627 902,630 6,947 (538,266) 12,432,431

Sistemas de comunicación 79,507 22,277 0 307 0 102,091Saldo al 31 de diciembre de 2012 ¢ 47,700,417 8,080,938 925,015 145,427 (703,952) 56,147,845

Depreciación acumulada

Saldo al

31/12/2010 Gastos

Deprec.

Centros de

Servicio Ajustes Retiros

Saldo al

31/12/2011

Terrenos ¢ 0 0 0 0 0 0

Mejoras a terrenos 742,548 133,946 1,427 0 0 877,921

Edificios 1,549,160 199,025 17,760 255 0 1,766,200

Plantas hidroeléctricas 6,797,549 1,293,389 0 0 0 8,090,938

Distribución 15,470,032 3,068,003 0 0 (127,444) 18,410,591

Transmisión 275,857 68,781 0 0 0 344,638

Sub-estaciones 2,298,596 472,086 0 0 0 2,770,682

Conexiones de servicios 2,742,383 553,108 0 0 (23,046) 3,272,445

Equipo de alumbrado de calles 660,137 138,794 0 (1) (180,702) 618,228

Alumbrado público, CNFL 664,358 180,416 0 0 0 844,774

Equipo general 9,194,000 1,253,219 948,896 1,312 (772,931) 10,624,496

Sistemas de comunicación 65,823 13,681 0 0 0 79,504Saldo al 31 de diciembre de 2011 ¢ 40,460,443 7,374,448 968,083 1,566 (1,104,123) 47,700,417


Inmuebles, maquinaria y equipo, costo original


31 de diciembre de


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Anexo 1

3 de 4

Saldo al Gastos Depreciación Revaluación Saldo al

Revaluación 31/12/2011 Centros Servicio Anual Ajustes Retiros 31/12/2012

Terrenos ¢ 14,834,718 632,282 215,250 15,682,250

Mejoras a Terrenos 7,436,202 598,204 (126,245) (20,554) 7,887,607

Edificios 17,788,732 1,142,028 (232,715) (36,083) 18,661,962

Plantas hidroeléctricas 66,762,695 3,668,370 1 70,431,066

Distribución 118,426,692 7,407,067 (1,022,751) 124,811,008

Transmisión 1,521,866 133,533 1,655,399

Sub-estaciones 19,619,685 1,126,809 (29,701) 20,716,793

Conexiones de servicios 28,380,395 1,169,574 (141,865) 29,408,104

Alumbrado Público 11,014,112 723,696 135,146 (76,235) 11,796,719

Equipo general 5,544,244 0 0 (354,275) 5,189,969

Sistemas de comunicación 230,798 5,936 (3) 236,731

Saldo al 31 de diciembre de 2012 ¢ 291,560,139 0 0 16,607,499 (38,267) (1,651,763) 306,477,608

Saldo al Depreciación Revaluación Ajustes Retiros Saldo al

Depreciación acumulada 31/12/2011 Gastos Centros Servicio anual 31/12/2012

Mejoras a terrenos ¢ 1,965,001 146,402 3,097 124,368 (10,297) (5,662) 2,222,909

Edificios 6,963,612 256,199 44,764 337,988 (15,758) (10,322) 7,576,483

Plantas hidroeléctricas 21,079,030 1,736,839 0 914,954 (137,791) 0 23,593,032

Distribución 63,141,077 3,328,075 0 2,970,038 (258,571) (774,349) 68,406,270

Transmisión 523,758 54,221 0 32,545 (5,519) 0 605,005

Sub-estaciones 8,942,383 630,073 0 387,150 (27,797) 0 9,931,809

Conexiones de servicios 19,312,033 566,564 0 590,157 (34,641) (109,033) 20,325,080

Alumbrado Público 6,347,257 278,178 0 277,516 104,061 (73,694) 6,933,318

Equipo general 4,534,388 123,924 88,084 0 304 (329,154) 4,417,546

Sistemas de comunicación 78,221 7,524 0 1,086 (825) 0 86,006

Saldo al 31 de diciembre de 2012 ¢ 132,886,760 7,127,999 135,945 5,635,802 (386,834) (1,302,214) 144,097,458


Inmueble, maquinaria y equipo, revaluación


31 de diciembre de


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Anexo 1

4 de 4

Saldo al Gastos Depreciación Revaluación Saldo al

Revaluación 31/12/2010 Centros Servicio Anual Ajustes Retiros 31/12/2011

Terrenos ¢ 14,019,145 0 0 815,573 0 0 14,834,718

Mejoras a Terrenos 6,841,812 0 0 594,390 0 0 7,436,202

Edificios 16,489,467 0 0 1,262,200 37,065 0 17,788,732

Plantas hidroeléctricas 61,302,265 0 0 5,460,430 0 0 66,762,695

Distribución 110,788,326 0 0 9,051,372 0 (1,413,006) 118,426,692

Transmisión 1,358,749 0 0 163,117 0 0 1,521,866

Sub-estaciones 18,266,813 0 0 1,352,872 0 0 19,619,685

Conexiones de servicios 26,514,720 0 0 2,078,281 0 (212,606) 28,380,395

Alumbrado Público 10,344,408 0 0 914,838 0 (245,134) 11,014,112

Equipo general 6,047,407 0 0 0 6 (503,169) 5,544,244

Sistemas de comunicación 200,454 0 0 30,344 0 0 230,798

Saldo al 31 de diciembre de 2011 ¢ 272,173,566 0 0 21,723,417 37,071 (2,373,915) 291,560,139

Saldo al Depreciación Revaluación Ajustes Retiros Saldo al

Depreciación acumulada 31/12/2010 Gastos Centros Servicio anual 31/12/2011

Mejoras a terrenos ¢ 1,701,009 145,278 3,102 115,612 0 0 1,965,001

Edificios 6,281,303 245,098 48,853 352,154 36,204 0 6,963,612

Plantas hidroeléctricas 18,120,406 1,730,490 0 1,228,132 0 0 21,079,028

Distribución 57,382,617 3,320,830 0 3,469,835 0 (1,032,205) 63,141,077

Transmisión 435,521 53,918 0 34,319 0 0 523,758

Sub-estaciones 7,924,410 616,114 0 401,859 0 0 8,942,383

Conexiones de servicios 17,872,113 568,248 0 1,028,005 0 (156,333) 19,312,033

Alumbrado Público 5,953,317 276,024 0 354,881 0 (236,965) 6,347,257

Equipo general 4,710,411 58,242 231,929 0 0 (466,192) 4,534,390

Sistemas de comunicación 64,408 7,330 0 6,483 0 0 78,221

Saldo al 31 de diciembre de 2011 ¢ 120,445,515 7,021,572 283,884 6,991,280 36,204 (1,891,695) 132,886,760

Inmueble, maquinaria y equipo, revaluación


31 de diciembre



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Anexo 2

Saldo al

31/12/2011 Adiciones Total acumulado

Créditos por

liquidación de obras

Saldo al

31/12/2012

Extensión de líneas ¢ 8,332 4,225,251 4,233,583 4,031,012 202,571

Extensión de líneas subterráneas 26,290 2,998,065 3,024,355 2,816,219 208,136

Mejoras a subestaciones 441,813 411,084 852,897 432,483 420,414

Equipo de Medición 0 1,782,561 1,782,561 1,782,561 0

Mejoras a plantas 80,991 400,911 481,902 202,021 279,881

Proyecto hidroeléctrico Brasil 2 99,994 0 99,994 0 99,994

Proyecto Balsa Inferior 33,750,710 51,633,486 85,384,196 2,717,055 82,667,141

Proyecto Eólico Valle Central 297,544 0 297,544 0 297,544

Proyecto hidroeléctrico Anonos 985,883 756,081 1,741,964 0 1,741,964

Proyecto Eólico San Buenaventura 548,226 252,243 800,469 0 800,469

Aerogeneradores 28,169 0 28,169 28,169 0

Sistemas fotovoltaicos Residenciales 280 271,253 271,533 0 271,533

Alumbrado público 99,012 1,466,128 1,565,140 1,466,077 99,063

Costos de líneas de comunicación 45,326 126,993 172,319 147,285 25,034

Compra y mejoras a terrenos 21,765 3,489 25,254 3,728 21,526

Construcción compra y mejora a edificios 397,094 605,981 1,003,075 134,508 868,567

Subtotal construcción en proceso 36,831,429 64,933,526 101,764,955 13,761,118 88,003,837

Total de Materiales asignados a proyectos 4,496,215 0 4,496,215 779,932 3,716,281

Saldo al 31 de diciembre de 2012 ¢ 41,327,644 64,933,526 106,261,170 14,541,050 91,720,118

(1) Ver nota 8 Traslado de materiales

Compañía Nacional de Fuerza y Luz , S.A.Construcciones en proceso

31 de diciembre


- 97 -

Anexo 3

2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011

Gastos de operación

Operación ¢ 0 0 6,709,153 4,808,223 4,879,154 3,809,253 0 0 11,588,307 8,617,476

Mantenimiento 0 0 3,155,026 4,410,202 11,691,794 9,877,839 0 0 14,846,820 14,288,041

Compra de energía eléctrica 186,555,638 183,424,534 0 0 0 0 0 0 186,555,638 183,424,534

Otros gastos 0 0 3,399,962 4,222,591 0 0 4,357,334 5,628,771 7,757,296 9,851,362

Subtotal 186,555,638 183,424,534 13,264,141 13,441,016 16,570,948 13,687,092 4,357,334 5,628,771 220,748,061 216,181,413

Depreciación 0 0 4,547,256 3,390,777 9,060,585 8,602,643 1,748,725 2,548,184 15,356,566 14,541,604

Total ¢ 186,555,638 183,424,534 17,811,397 16,831,793 25,631,533 22,289,735 6,106,059 8,176,955 236,104,627 230,723,017

eléctrica Generación hidráulica Distribución Otros gastos Total

Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.Gastos de operación

Períodos de un año terminados el 31 de diciembre


Compras de energía

- 98 -

Anexo 4

2012 2011

Gastos administrativos

Auditoría ¢ 1,394,081 1,280,229

Gerencia 2,136,804 2,077,309

Gestión Estratégica 860,936 782,467

Contraloría de Servicios 303,238 285,606

Prensa y Relaciones Públicas 1,094,017 1,001,567

Dirección Jurídica Institucional 865,492 838,262

Dirección Administrativa 428,630 412,551

Contabilidad 846,316 870,521

Servicios Administrativos 355,631 401,212

Financiero 1,378,353 1,372,817

Dirección Recursos Humanos 2,679,191 2,366,039

Otros Gastos Administrativos 280,295 265,284

Total ¢ 12,622,984 11,953,864


Gastos generales y administrativos



- 99 -

Anexo 5

2012 2011

Otros gastos

Gastos financieros ¢ (1,310,007) (1,482,730)

Diferencias cambiarias (911,368) (2,007,187)

Subtotal (2,221,375) (3,489,917)

Misceláneos

Transporte eléctrico (344,247) (282,267)

Varios (2,086,842) (1,731,524)

Subtotal (2,431,089) (2,013,791)

Total otros gastos (4,652,464) (5,503,708)

Otros ingresos

Ingresos financieros 286,178 481,547

Multas por atrasos 2,180,919 2,168,579

Servicios al ICE 898,420 0

Misceláneos 6,335,514 1,360,264

Varios 389,286 2,634,713Diferencias cambiarias 1,731,913 2,096,393

Subtotal 11,822,230 8,741,496

Total ¢ 7,169,766 3,237,788

Efecto neto diferencias de cambio ¢ 820,545 89,206


Otros gastos , otros ingresos



- 100 -

Anexo 6

2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011

Terrenos ¢ 3,335,937 3,272,960 15,682,250 14,834,718 19,018,187 18,107,678 0 0 19,018,187 18,107,678 0 0

Mejoras en terrenos 6,066,924 6,166,420 7,887,607 7,436,203 13,954,531 13,602,623 3,235,159 2,842,922 10,719,372 10,759,701 8,080,583 0

Edificios 11,698,382 11,868,006 18,661,962 17,788,731 30,360,344 29,656,737 9,577,018 8,729,812 20,783,326 20,926,925 42,449,205 47,302,890

Plantas hidroeléctricas 50,133,560 49,730,487 70,431,066 66,762,696 120,564,626 116,493,183 32,987,196 29,169,967 87,577,430 87,323,216 124,385,058 118,490,693

Distribución 99,215,608 92,722,812 124,811,008 118,426,692 224,026,616 211,149,504 90,104,943 81,551,667 133,921,673 129,597,837 0 0

Transmisión 2,022,475 2,022,475 1,655,399 1,521,866 3,677,874 3,544,341 1,018,852 868,396 2,659,022 2,675,945 0 0

Subestaciones 13,824,048 13,445,984 20,716,793 19,619,686 34,540,841 33,065,670 13,191,017 11,713,065 21,349,824 21,352,605 27,219,610 25,714,112

Conexiones de servicios 18,821,203 17,098,223 29,408,104 28,380,396 48,229,307 45,478,619 24,199,329 22,584,477 24,029,978 22,894,142 0 0

Alumbrado público 11,100,774 9,544,857 11,796,719 11,014,112 22,897,493 20,558,969 8,893,713 7,810,260 14,003,780 12,748,709 0 0

Equipo general 25,793,506 24,364,130 5,189,969 5,544,243 30,983,475 29,908,373 16,849,979 15,158,881 14,133,496 14,749,492 29,793,418 30,558,312

Sistemas de comunicación 780,622 633,336 236,731 230,796 1,017,353 864,132 188,096 157,730 829,257 706,402 0 0

Total ¢ 242,793,039 230,869,690 306,477,608 291,560,139 549,270,647 522,429,829 200,245,302 180,587,177 349,025,345 341,842,652 231,927,874 222,066,007

Valor neto contable Valor asegurado


Revaluación y cobertura de activos

31 de diciembre


Original Revaluado Total Depreciación acumulada

- 101 -

Anexo 7

1 de 2

2012

Cuentas por cobrar, servicios eléctricos al inicio del año ¢ 19,180,827

Más, facturación de servicios eléctricos durante el año 278,835,784

Menos, cuentas por cobrar al final del año (20,297,127)

Total cobrado en el año 277,719,484

Saldo exigible durante el año 2011

Cuentas por cobrar, servicios eléctricos al inicio del año 19,180,827

Más facturación de servicios eléctricos durante el período 254,148,752

de enero a noviembre de 2011

Total saldo exigible ¢ 273,329,578

Índice de Cobranza: ¢ 277,719,484

273,329,578

1,01606

Las cuentas por cobrar incluyen el impuesto sobre ventas; el monto de facturación no incluye este

concepto.

Indice


Relación entre el saldo cobrado y el saldo exigible



Cobrado en el año 2012

Cobrado en el año

Saldo exigible

- 102 -

Anexo 7

2 de 2

2011

Cuentas por cobrar, servicios eléctricos al inicio del año ¢ 17,384,307

Más, facturación de servicios eléctricos durante el año 269,138,251

Menos, cuentas por cobrar al final del año (19,180,827)

Total cobrado en el año 267,341,731

Saldo exigible durante el año 2011

Cuentas por cobrar, servicios eléctricos al inicio del año 17,384,307

Más facturación de servicios eléctricos durante el período

de enero a noviembre de 2011 246,342,418

Total saldo exigible ¢ 263,726,725

Índice de Cobranza: ¢ 267,341,731

263,726,725

1,01371

Véase el informe de los auditores externos.


Relación entre el saldo cobrado y el saldo exigible



Indice

Las cuentas por cobrar incluyen el impuesto sobre ventas; el monto de facturación no incluye

este concepto.

Cobrado en el año

Saldo exigible

Cobrado en el año 2011

-103 -

Anexo 8

DEPARTAMENTO CONSUMIDORES

PENDIENTE POR ANTIGUEDAD SALDO A DICIEMBRE 2012

TOTAL GENERAL

DIAS COMPROBANTES COLONES

ANTIGUEDAD CANTIDAD PORCENTAJE MONTO PORCENTAJE

0 - 30 363,821 81,81% 19,594,030,390,00 91,20%31 - 60 40,140 9,03% 908,211,460,00 4,23%61 - 90 10,585 2,38% 187,472,470,00 0,87%91-180 11,757 2,64% 237,163,400,00 1,10%181 Y MAS 18,427 4,14% 556,713,235,00 2,59%

Total General 444,730 100,00% 21,483,590,955,00 100,00%

DEPARTAMENTO CONSUMIDORES

PENDIENTE POR ANTIGUEDAD SALDO A DICIEMBRE 2012DIRECCION COMERCIAL (NO INCLUYE ICE,GOBIERNO NI MUNICIPIOS)

DIAS COMPROBANTES COLONES

ANTIGUEDAD CANTIDAD PORCENTAJE MONTO PORCENTAJE

0 - 30 363,475 81,81% 18,304,440,530 91,42%31 - 60 40,087 9,02% 755,441,210 3,77%61 - 90 10,581 2,38% 186,680,195 0,93%91-180 11,747 2,64% 226,452,535 1,13%181 Y MAS 18,410 4,14% 549,695,715 2,75%

Total General 444,300 100,00% 20,022,710,185,00 100,00%

Fuente: REPORTE ANALISIS DE PENDIENTES QB

-104-

Anexo 91 de 3

Total 2012 Total 2011

Asientos de

ajuste

Asientos de

ajuste

2012 Notas 2011 2012 Notas 2011 2012 Notas 2011 2012 Notas 2011 2012 2011 2012 2011Activo

Inmuebles, maquinaria y equipo: Inmuebles, maquinaria y equipo ¢ 75,949,682 3 66,117,231 145,429,365 9 126,553,281 10,663,558 17 10,663,558 10,750,434 19 27,535,619 242,793,039 230,869,689 0 0 242,793,039 230,869,689 Menos, depreciación acumulada (15,666,859) (10,265,043) (34,546,376) (24,273,235) (1,907,610) (1,907,610) (4,026,999) (10,720,023) (56,147,844) (47,165,911) 0 (534,506) (56,147,844) (47,700,417) Inmuebles, maquinaria y equipo revaluado 91,779,053 87,256,243 185,647,645 174,610,181 11,363,718 11,363,718 17,687,193 18,329,998 306,477,609 291,560,140 0 0 306,477,609 291,560,140 Menos, depreciación acumulada, equipo revaluado (30,594,948) (25,884,499) (102,658,465) (94,419,256) (6,602,559) (6,602,559) (4,241,487) (7,074,394) (144,097,459) (133,980,708) 0 1,093,950 (144,097,459) (132,886,758)0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Subtotal 121,466,928 117,223,932 193,872,168 182,470,971 13,517,106 13,517,107 20,169,141 28,071,200 349,025,345 341,283,210 0 559,444 349,025,345 341,842,6540 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Construcciones en proceso 86,142,513 3 33,074,745 992,945 9 476,434 141,371 17 99,012 727,007 19 464,185 88,003,836 34,114,376 0 2,717,053 88,003,836 36,831,429 Adelanto para construcciones en proceso 5,428,481 3,086,340 0 0 0 0 0 0 5,428,481 3,086,340 0 0 5,428,481 3,086,340 Inventarios Inversión 1,240 1,240 3,359,993 2,616,053 354,938 550,662 111 1,328,258 3,716,282 4,496,213 0 0 3,716,282 4,496,2130 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Total inmuebles, maquinaria y equipo 213,039,162 153,386,257 198,225,107 185,563,458 14,013,415 14,166,781 20,896,259 29,863,643 446,173,944 382,980,139 0 2,717,053 446,173,944 386,256,636 Otros activos: 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Efectos por cobrar 1,579,490 1,127 3,117 4,004 0 0 1,932 2,482 1,584,539 7,613 0 0 1,584,539 7,613 Inversión bonos y otros 5,321,522 0 0 10 100 0 0 252,417 5,573,839 5,573,939 5,573,939 0 0 5,573,939 5,573,939 ICE Planta Térmica de Moin III 937,720 1,875,439 0 0 0 0 0 0 937,720 1,875,439 0 0 937,720 1,875,439

Otros activos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Depósitos en garantía 806,791 5 601,434 40,256 11 40,296 0 0 5,793 2,528 852,840 644,258 0 0 852,840 644,258 Impuesto sobre la renta diferido 0 17 0 0 0 0 0 681,096 609,248 681,096 609,248 0 165,598 681,096 774,846 Otros Activos 912,295 953,590 4,896,302 5,259,371 0 942 1,054,367 983,925 6,862,964 7,197,828 0 (2) 6,862,964 7,197,826 Inmuebles, maquinaria y equipo fuera de operación 4,983,207 5 4,895,061 982,036 11 1,046,127 0 0 984,110 1,117,534 6,949,353 7,058,722 0 0 6,949,353 7,058,7220 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Total otros activos 14,541,024 8,326,651 5,921,712 6,349,898 0 942 2,979,715 8,289,556 23,442,451 22,967,047 0 165,596 23,442,451 23,132,6430 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Activo circulante 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Inversiones Transitorias 5,000 5,000 10,000 10,000 0 0 5,623,660 5,250,924 5,638,660 5,265,924 0 0 5,638,660 5,265,924 Cuentas por Cobrar por Servicios Prestados 0 0 21,651,863 20,596,845 0 0 0 0 21,651,863 20,596,845 0 0 21,651,863 20,596,845 Cuentas por Cobrar No Comerciales 2,063,953 4,196,023 3,760,780 2,884,292 0 0 3,694,240 3,579,951 9,518,973 10,660,266 0 0 9,518,973 10,660,266 Estimación para Incobrables 0 0 (1,782,381) (1,920,808) 0 0 0 0 (1,782,381) (1,920,808) 0 (357,571) (1,782,381) (2,278,379) Efectos a Cobrar 1,191,391 1,004,980 68,200 41,937 0 0 97,756 7,545 1,357,347 1,054,462 0 0 1,357,347 1,054,462 Inventarios Operación 1,650,607 1,459,905 1,454,675 635,303 1,516,078 543,736 535,414 2,736,861 5,156,774 5,375,805 0 0 5,156,774 5,375,805 Estimación para Valuación de Existencias en Almacenes 0 0 0 0 0 0 (49,476) (74,997) (49,476) (74,997) 0 0 (49,476) (74,997) Materiales y accesorios 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Materiales en tránsito 0 0 0 0 0 0 1,243,780 580,653 1,243,780 580,653 0 0 1,243,780 580,653 Centros de servicios 104,926 157,609 16,051 26,473 65,112 64,910 0 0 186,089 248,992 0 0 186,089 248,992 Gastos prepagados 31,845 19,522 6,050,915 3,374,444 0 0 70,422 43,003 6,153,182 3,436,969 0 0 6,153,182 3,436,969 Funcionarios 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ICE 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Varios 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Menos, estimación para incobrables funcionarios y varios 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Consumidores 0 0 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Menos, estimación para incobrables consumidores 0 0 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Gobierno 0 0 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Menos, estimación para incobrables gobierno 0 0 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Servicio eléctrico 0 0 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Otros servicios 0 4 0 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Intereses finiquito planta Térmica Moín III 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Funcionarios 0 4 0 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Daños a instalaciones eléctricas 0 0 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Menos, estimación para incobrables 0 0 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Otros 0 4 0 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Fondos de trabajo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Fondos con finalidad específica 0 0 0 0 0 0 8,974,801 5,649,387 8,974,801 5,649,387 0 0 8,974,801 5,649,387 Inversiones a corto plazo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Efectivo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total activo circulante 5,047,722 6,843,039 31,230,103 25,648,486 1,581,190 608,646 20,190,597 17,773,327 58,049,612 50,873,498 0 (357,571) 58,049,612 50,515,9270 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total activo ¢ 232,627,908 168,555,947 235,376,921 217,561,842 15,594,605 14,776,369 44,066,574 55,926,526 527,666,009 456,820,684 0 3,084,522 527,666,007 459,905,206

…viene

Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.Balance de situación por segmentos

por unidades estratégicas 31 de diciembre de (en miles de colones)

Generación Distribución y comercialización Alumbrado público Administrativos Acumulado

-105-

0 Anexo 9

2 de 3

Total 2012 Total 2011

Asientos de

ajuste 2012

Asientos de

ajuste 20112012 Notas 2011 2012 Notas 2011 2012 Notas 2011 2012 Notas 2011 2012 2011

Pasivo y patrimonioPasivo fijo

Obligaciones por Pagar General ¢ 47,552,122 17 11,934,547 14,337,440 17 16,583,533 0 17 0 7,256,621 61,889,562 35,774,701 0 0 61,889,562 35,774,701 Títulos Valores 30,000,000 15,000,000 0 0 0 0 12,000,000 14,996,392 42,000,000 29,996,392 0 0 42,000,000 29,996,392 Depósitos de consumidores 0 0 10,076,678 8,778,172 0 0 0 0 10,076,678 8,778,172 0 0 10,076,678 8,778,172 Impuesto sobre la Renta Diferido 0 0 0 0 0 0 1,523,710 1,387,693 1,523,710 1,387,693 0 14,578 1,523,710 1,402,271 Prestaciones legales 2,500,467 2,307,660 8,886,798 8,201,551 0 0 5,507,789 5,083,091 16,895,054 15,592,302 0 0 16,895,054 15,592,3020 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Total pasivo a largo plazo 80,052,589 29,242,207 33,300,917 33,563,256 0 0 19,031,499 28,723,797 132,385,004 91,529,260 0 14,578 132,385,004 91,543,8380 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Pasivo a corto plazo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Obligaciones por pagar, general 1,833,228 17 1,865,988 1,954,303 17 1,325,902 0 0 1,527,690 518,330 5,315,221 3,710,220 0 0 5,315,221 3,710,220Prestaciones legales 148,000 13 148,000 526,000 13 526,000 0 0 326,000 13 326,000 1,000,000 1,000,000 0 0 1,000,000 1,000,000Servicios entre ICE y CNFL 2,053 7 2,073 31,966,250 15 25,574,594 0 0 1,653,407 1,120,144 33,621,710 26,696,811 0 2,717,054 33,621,710 29,413,865Cuentas por pagar 171,666 7 122,232 659,854 15 738,679 0 0 3,607,384 2,346,889 4,438,904 3,207,800 0 0 4,438,904 3,207,800Dividendos accionistas 0 0 0 0 0 0 5,456 5,405 5,456 5,405 0 0 5,456 5,405Gastos no Financ Acumul por Pagar 0 0 145,335 7,314 0 0 868,129 552,846 1,013,464 560,160 0 0 1,013,464 560,160Intereses acumulados 473,018 13 130,562 130,496 13 265,664 0 13 0 454,497 7,302 1,058,011 403,528 0 0 1,058,011 403,528Depósitos de terceros 0 0 1,396,918 1,615,106 0 0 2,730,210 2,399,988 4,127,128 4,015,094 0 0 4,127,128 4,015,094Provisión para Obligaciones Patronales 1,206,731 1,224,528 4,295,423 4,358,498 0 0 3,318,952 2,814,398 8,821,106 8,397,424 0 0 8,821,106 8,397,424Provisión para litigios 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 194,423 0 194,423Fondo de ahorro y préstamo 0 0 0 0 0 0 858,128 1,048,759 858,128 1,048,759 0 0 858,128 1,048,759Gastos acumulados 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Créditos diferidos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Total pasivo a corto plazo 3,834,696 3,493,383 41,074,579 34,411,757 0 0 15,349,853 11,140,061 60,259,128 49,045,201 0 2,911,477 60,259,128 51,956,6780 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Otros pasivos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 (3) 0 (3)0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Total pasivo 83,887,284 32,735,590 74,375,496 67,975,013 0 0 34,381,352 39,863,858 192,644,132 140,574,461 0 2,926,052 192,644,132 143,500,5130 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Patrimonio 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Capital acciones comunes 16,124,947 16,124,947 42,639,178 42,639,178 2,210,760 2,210,760 2,342,845 2,392,848 63,317,730 63,367,733 0 0 63,317,730 63,367,733Reserva legal 0 0 2,423,636 2,032,425 0 0 0 0 2,423,636 2,032,425 0 0 2,423,636 2,032,425Reserva para desarrollo y superávit ganado 70,032,640 56,834,494 (3,102,408) (7,029,077) 7,786,051 6,651,363 7,405,228 16,227,767 82,121,511 72,684,547 0 (1,093,950) 82,121,511 71,590,597Reserva Revaluac. Activos y Materiales 62,583,035 62,860,914 84,886,664 82,136,735 4,870,019 4,799,180 13,753,129 11,606,223 166,092,847 161,403,052 0 1,252,420 166,092,847 162,655,472Utilidad y aportes para el desarrollo 0 0 34,154,356 29,807,569 727,775 434,544 (13,815,980) (13,483,647) 21,066,151 16,758,466 0 0 21,066,151 16,758,466Total patrimonio 148,740,622 135,820,355 161,001,426 149,586,830 15,594,605 14,095,847 9,685,223 16,743,191 335,021,875 316,246,223 0 158,470 335,021,875 316,404,693Total pasivo y patrimonio ¢ 232,627,908 168,555,945 235,376,921 217,561,843 15,594,604 14,095,847 44,066,574 56,607,049 527,666,007 456,820,684 0 3,084,522 527,666,007 459,905,206

Las notas son parte integrante de los estados financieros.

Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.Balance de situación por segmentos

por unidades estratégicas 31 de diciembre de


Generación Distribución y comercialización Alumbrado Público Administrativos Acumulado

-106-

Anexo 9

3 de 3

Total 2012 Total 2011Asiento de ajuste 2012

Asiento de ajuste 2011

2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011

Ventas de energia ¢ 0 0 254,563,063 248,188,251 8,384,848 8,214,580 0 0 0 0 262,947,911 256,402,831 0 0 262,947,911 256,402,831

Producción 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Costos ambientales y proyectos hidroelectricos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Compras al ICE 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Compras al grupo SARET 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Compras de Energía 0 0 181,715,113 178,718,491 4,840,525 4,706,043 0 0 0 0 186,555,638 183,424,534 0 0 186,555,638 183,424,534

Sistemas de Generación 13,264,140 13,441,016 0 0 0 0 0 0 0 0 13,264,140 13,441,016 0 (1) 13,264,140 13,441,015

Sistemas de Distribución 0 0 18,793,968 16,362,486 2,134,314 2,401,384 0 0 0 0 20,928,282 18,763,870 0 551,994 20,928,282 19,315,864

Uso racional de la energia 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Alumbrado publico CNFL 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total costos produccion y compras de energia 13,264,140 13,441,016 200,509,081 195,080,978 6,974,839 7,107,427 0 0 0 0 220,748,061 215,629,420 0 0 220,748,061 216,181,413

Traslados de costos de produccion (13,264,140) (13,441,016) 13,264,140 13,441,016 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Utilidad bruta 0 0 40,789,841 39,666,257 1,410,009 1,107,153 0 0 0 0 42,199,850 40,773,410 0 0 42,199,850 40,221,4170 0 0 0

Otros ingresos de operación 0 0 7,868,309 6,263,803 12,944 10,225 2,804 3,193 0 0 7,884,057 6,277,221 0 0 7,884,057 6,277,221

Rec. ICE Gen. Desplazada Brasil y clientes PH D.G. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Alquiler Planta Moin 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Traslado de Otros Ingresos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Utilidad bruta mas otros ingresos de operación 0 0 48,658,150 45,930,060 1,422,953 1,117,378 2,804 3,193 0 0 50,083,907 47,050,631 0 0 50,083,907 46,498,638

Incobrables 0 0 181,553 243,819 0 0 0 0 0 0 181,553 243,819 0 0 181,553 243,819

Comercializacion 0 0 20,999,500 19,248,412 0 0 0 0 0 0 20,999,500 19,248,412 0 0 20,999,500 19,248,412

Gastos administrativos 3,100,322 3,384,429 9,023,306 8,026,320 499,356 543,116 0 0 0 0 12,622,985 11,953,864 0 1 12,622,985 11,953,865

Impuestos 0 0 337,165 481,449 7,668 12,481 209 9 0 0 345,042 493,939 0 0 345,042 493,939

Depreciacion 4,547,256 3,276,203 9,060,585 9,153,714 688,133 670,353 1,060,590 2,000,778 0 0 15,356,564 15,101,048 0 (559,444) 15,356,564 14,541,604

Depreciación fuera de operación 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total costos de operación, depreciacion e impuestos 7,647,578 6,660,631 39,602,110 37,153,713 1,195,157 1,225,950 1,060,799 2,000,787 0 0 49,505,644 47,041,081 0 (559,443) 49,505,644 46,481,638

Traslados de costos de operación, depreciacion e imp. (7,647,578) (6,660,631) 7,647,578 6,660,631 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Utilidad (perdida) de operación antes de gastos finan. 0 0 1,408,462 2,115,716 227,796 (108,572) (1,057,995) (1,997,594) 0 0 578,263 9,550 0 559,443 578,263 17,000

Otros ingresos

Ingresos Fuera de Operación 6,214,090 2,493,698 3,271,902 3,238,812 621 0 603,703 912,593 10,090,316 6,645,104 0 (1) 10,090,316 6,645,103

Ingresos por Diferencias Cambiarias 495,899 650,407 670,177 829,511 0 0 565,837 616,475 1,731,913 2,096,393 0 0 1,731,913 2,096,393

Financieros y administrativos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Varios 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total otros ingresos 6,709,989 3,144,105 3,942,079 4,068,323 621 0 1,169,539 1,529,068 0 0 11,822,228 8,741,497 0 0 11,822,228 8,741,496

Gastos por Intereses 512,773 562,865 686,257 546,109 0 0 110,978 373,757 0 0 1,310,007 1,482,730 0 0 1,310,007 1,482,730

Gastos financieros administrativos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Gastos por Diferencias Cambiarias 250,779 637,395 339,106 807,217 0 0 321,483 562,574 0 0 911,368 2,007,187 0 0 911,368 2,007,187

Gastos Varios 1,289,961 1,491,208 357,580 293,179 0 0 783,548 229,404 0 0 2,431,089 2,013,791 0 (1) 2,431,089 2,013,790

Traslado otros ingresos y gastos financieros (4,656,477) (452,638) 4,656,477 452,638 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Utilidad de operación incluyendo gastos financieros 0 0 8,624,075 4,990,171 228,417 (108,572) (1,104,465) (1,634,261) 0 0 7,748,027 3,247,338 0 559,443 7,748,027 3,254,788

Otros programas y costos fuera de operación 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Estimación del Impuesto de la Renta 0 0 0 0 0 0 88,527 (104,478) 0 0 88,527 (104,478) 0 (165,598) 88,527 (270,076)

Utilidad o (perdida) neta 0 0 8,624,075 4,990,171 228,417 (108,572) (1,192,991) (1,529,783) 0 0 7,659,500 3,351,816 0 725,041 7,659,500 3,524,864

Gasto impuesto sobre la renta diferido 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Gasto impuesto sobre la renta 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Saldo del estado de resultados ajustado ¢ 0 0 8,624,075 4,990,171 228,417 (108,572) (1,192,991) (1,529,783) 0 0 7,659,500 3,351,816 0 725,041 7,659,500 3,524,864

Las notas y son parte integrante de los estados financieros

Compañía Nacional de Fuerza y Luz,S.A.

Estado de resultados por segmentos por unidades estrategicas

Períodos de un año terminados el 31 de diciembre de


Generación Distribucion y comercialización Alumbrado público No Asignables Acumulado

- 107 -

Anexo 101 de 2


(cifras en miles de colones)# 1Código contable Descripción Debe Haber

38 Utilidades no distribuidas ¢ 5,2161607 Activo diferido impuesto sobre la renta 5,216

Para conciliar utilidades acumuladas del 2010Impuestos diferidos, no aplicados por la administración.

# 2Código contable Descripción Debe Haber

5440 Gasto por provision para litigios 194,4232250 Provisión para litigios 194,423

Para registrar las provisiones por litigios de acuerdo a lo indicado por la dirección jurídica en su Memorando#2201-899-2011 del 2-09-2011.

#3Código contable Descripción Debe Haber

1607 Activo diferido impuesto sobre la renta 58,3274040 Otros ingresos por impuesto diferido sobre la renta 58,327

Para registrar el gasto por impuesto diferido generado porla provisión para litigios 2011.


1182 Obras en proceso Proyecto Balsa Inferior 2,717,0542625 Cuenta por pagar ICE Desarrollo Proyecto Balsa Inferior 2,717,054

Para registrar la diferencia de las cuentas por cobrar del ICE a CNFL por el desarrollo del Proyecto Balsa Inferior por pasivo no registrado al 31 de diciembre de 2011.


5245 Gasto por provisión diferencia cuentas por cobrar 357,571181530 Estimación incobrables de Cuentas por cobrar 357,571

Para registrar la diferencia que genera el sistema SIPROCOM vrs el saldo según contabilidad de las cuentaspor cobrar comerciales, la cual esta en proceso deconciliación.


1607 Activo diferido impuesto sobre la renta 107,2714040 Otros ingresos por impuesto diferido sobre la renta 107,271

Para registrar el gasto por impuesto diferido generado porel ajuste a la estimación para incobrables.

Cédula resumen de reclasificaciones, ajustes y eliminaciones, al 31 diciembre 2011

- 108 -

Anexo 102 de 2


(cifras en miles de colones)


5272 Gasto por depreciación costo original 534,6825274 Gasto por depreciación revaluación del costo 117,5831154 Depreciación acumulada del costo original 1,211,5331152 Depreciación acumulada del costo revaluado 1765274 Gasto por depreciación revaluación del costo 1,211,5335272 Gasto por depreciación costo original 1761152 Depreciación acumulada del costo revaluado 534,6821154 Depreciación acumulada del costo original 117,583

Para ajustar la depreciación del año 2011 de acuerdo con el nuevo calculo

aritmético#8Código contable Descripción Debe Haber

38 Superavit ganado 1,093,950341005 Superavit por revaluación 1,093,950

Para ajustar el superavit ganado por el monto depreciado de la depreciación de la revaluación durante el periodo 2011 por nuevo calculo aritmético.


3410 Superavit por revaluación 14,578241002 Pasivo por impuesto de renta diferido 14,578

Para ajustar el pasivo de impuesto de renta diferido por ajuste contableaplicado en el calculo aritmético de la depreciación por revaluación.


38 Superavit ganado 8,2363610 Reserva legal 8,236

Para ajustar el traslado de la reserva legal después de ajustes contables.

Cédula resumen de reclasificaciones, ajustes y eliminaciones, al 31 diciembre 2011

- 109 -

Anexo 11

1 de 2

2012 2011

Actividades de operación

Entradas de efectivo

Pagos recibidos de clientes por servicios eléctricos ¢ 280,020,984 270,394,658

Otras cuentas por cobrar (Gob, ICE, func. etc) 25,026,128 22,869,749

Otros ingresos 6,594,300 3,079,817

Total entradas de efectivo 311,641,412 296,344,224

Salidas de efectivo

Efectos por cobrar (566,384) 951,244

Instituto Costarricense de Electricidad 122,789 194,155

Compras de materiales (4,812,964) (2,868,194)

Seguros y trabajos en proceso (1,925,058) (1,658,768)

Trabajos y servicios en proceso (4,641,551) (4,858,218)

Pagos de cesantía (2,788,881) (2,573,821)

Estimaciones varias 0 0

Pagos de energía y servicios al ICE (197,052,899) (194,423,512)

Pagos por dividendos (352,486) (125)

Pagos a proveedores (34,664,739) (21,273,755)

Salarios (25,025,476) (30,230,097)

Depósitos a terceros (1,984,446) (4,551,669)

Impuestos y cánones (206,811) (493,159)

Cargas sociales y patronales (8,352,636) (7,759,797)

Provisiones para cargas sociales (7,310,429) (7,080,535)

Gastos de operación (4,182,496) (4,601,898)

Gastos financieros 154,913 66,980

Gastos fuera operación (171,346) (170,545)

Total salidas de efectivo (293,760,900) (281,331,714)

Flujo neto en actividades de operación 17,880,512 15,012,510


Flujo de efectivo

Comparativo

Método Directo


- 110 -

Anexo 11

2 de 2

2012 2011

Flujos de efectivo por actividades de inversión

Entradas de efectivo

Inversiones a corto p lazo (2,544,516) 2,526,750

Superávit donado 0 0

Total entradas de efectivo (2,544,516) 2,526,750

Adiciones a capital fijo año corriente (46,844,345) (25,288,984)

Inversiones largo plazo 0 (2,728,021)

Inversiones a corto p lazo 2,544,516 (2,526,750)

Efectos a cobrar (202,332) (4,897)

Garantías y otros activos (1,125,914) (1,729,756)

Total salidas de efectivo (45,628,075) (32,278,408)

Flujo neto en actividades de inversión (48,172,591) (29,751,658)

Flujos de efectivo en actividades financieras

Depósitos de terceros 161,321 115,902

Obligaciones por pagar 40,428,784 11,999,699

Intereses (6,599,874) (4,040,300)

Flujos de efectivo en actividades financieras 33,990,231 8,075,301

Flujo neto del mes 3,698,152 (6,663,847)

Incremento neto de efectivo y demás equivalentes 3,698,152 (6,663,841)

Efectivo y quivalentes al efectivo al inicio del período 10,915,311 17,579,152

Efectivo y quivalentes al efectivo al final del período ¢ 14,613,463 10,915,311

Flujo de efectivo

Comparativo

Método Directo



-111-

Anexo 12

1 de 4

Descripción

Número

de

asiento

Número de

asiento

Administración Debe Haber Debe Haber Auditado

Activo

Activo fijo

Inmuebles, maquinaria y equipo, neto (anexos 1, 2, 6) ¢ 446,173,943 0 0 0 0 446,173,943

Efectos por cobrar a largo plazo 2,522,259 0 0 0 0 2,522,259

Otros activos 14,851,245 0 0 0 0 14,851,245

Inversiones a largo plazo 5,573,939 0 0 0 0 5,573,939

Impuesto sobre la renta diferido 681,096 0 0 0 0 681,096

Total activo fijo 469,802,482 0 0 0 0 469,802,482

Activo circulante

Efectivo y equivalentes de efectivo 14,613,463 0 0 0 0 14,613,463

Efectos por cobrar 1,357,346 0 0 0 0 1,357,346

Cuentas por cobrar, neto 29,388,455 0 0 0 0 29,388,455

Inventarios, neto 6,351,078 0 0 0 0 6,351,078

Gastos pagados por anticipado 6,153,183 0 0 0 0 6,153,183

Total activo circulante 57,863,525 0 0 0 0 57,863,525

Total activo 527,666,007 0 0 0 0 527,666,007

Pasivo y patrimonio

Pasivo fijo

Deuda a largo plazo, menos porción circulante 103,889,562 0 0 0 0 103,889,562

Depósitos en garantía recibidos por servicios 10,076,678 0 0 0 0 10,076,678

Provisión para el pago de beneficios sociales al personal 16,895,054 0 0 0 0 16,895,054

Provisión para litigios 0 0 0 0 0

Impuesto sobre la renta diferido 1,523,710 0 0 0 1,523,710

Total pasivo fijo 132,385,004 0 0 0 0 132,385,004

Pasivo a corto plazo

Porción circulante de la deuda a largo plazo 5,315,221 0 0 0 0 5,315,221

Cuentas por pagar 38,060,613 0 0 0 38,060,613

Gastos acumulados y otras cuentas por pagar 16,883,294 0 0 0 0 16,883,294

Total pasivo a corto plazo 60,259,128 0 0 0 0 60,259,128

Total pasivo 192,644,132 0 0 0 0 192,644,132

Patrimonio

Capital acciones, 63,317,730 acciones comunes suscritas

y pagadas, con valor nominal de ¢1.00 cada una 63,317,730 0 0 0 0 63,317,730

Acciones comunes en circulación 63,317,730 0 0 0 0 63,317,730

Reserva legal 2,423,636 0 0 0 2,423,636

Reserva para desarrollo de proyectos 71,527 0 0 0 71,527

Utilidades no distribuidas 89,709,484 0 0 1 89,709,484

Utilidad del periodo 7,659,500 7,659,500

Superávit por revaluación de activos productivos 171,839,998 0 0 8, 9 171,839,998

Total patrimonio 335,021,875 0 0 0 0 335,021,875

Total pasivo y patrimonio ¢ 527,666,007 0 0 0 0 527,666,007

Cuentas de orden ¢ 102,784,756 0 0 0 0 102,784,756

Reclasificaciones

Monto Monto


Estado de posición financiera



Ajustes

-112-

Anexo 12

2 de 4

Descripción

Número

de

asiento

Número de

asiento


Ingresos de operación

Ventas de energía

Residencial ¢ 92,180,507 0 0 0 0 92,180,507

Comercial 124,202,605 0 0 0 0 124,202,605

Industrial 35,950,640 0 0 0 0 35,950,640

Alumbrado público 8,351,102 0 0 0 0 8,351,102

Total ventas de energía eléctrica 260,684,854 0 0 0 0 260,684,854

Otros ingresos de operación 10,147,114 0 0 0 0 10,147,114

Total ingresos 270,831,968 0 0 0 0 270,831,968

Gastos de operación (anexo 3)

Compras de energía eléctrica 186,555,638 0 0 0 0 186,555,638

Generación hidráulica 9,864,179 0 0 0 0 9,864,179

Planes ambientales y proyectos de generación 3,399,962 0 0 0 0 3,399,962

Distribución y transmisión 16,570,948 0 0 2, 5 0 0 16,570,948


Programa uso racional 2,223,020 0 0 0 0 2,223,020

Total gastos de operación 220,748,061 0 0 0 0 220,748,061

Utilidad de operación 50,083,907 0 0 0 0 50,083,907

Gastos consumidores 21,181,053 0 0 0 0 21,181,053

Generales y administrativos (anexo 4) 12,622,984 0 0 0 0 12,622,984

Impuestos 345,045 0 0 0 0 345,045

Depreciación (anexo 3) 15,356,564 0 0 7 0 0 15,356,564

Total gastos de personal y administrativos 49,505,646 0 0 0 0 49,505,646

Utilidad neta 578,261 0 0 0 0 578,261

Otros gastos (ingresos) (anexo 13)

Otros ingresos (anexo 5) 10,090,317 0 0 0 0 10,090,317

Gastos por intereses y diferencias de cambio (anexo 5) 820,545 0 0 0 0 820,545

Otros gastos (anexo 5) (3,741,096) 0 0 0 0 (3,741,096)

Total otros gastos e ingresos, netos 7,169,766 0 0 0 0 7,169,766

Utilidad neta antes del impuesto de renta 7,748,027 0 0 0 0 7,748,027

Ingreso impuesto sobre la renta diferido, neto (88,527) 0 0 3, 6 0 (88,527)

Gasto impuesto sobre la renta 0 0 0 0 0

Utilidad neta del período ¢ 7,659,500 0 0 0 0 7,659,500

Reclasificaciones Ajustes

Monto Monto



Estados de ingresos y gastosPeríodos de un año terminados el 31 de diciembre de 2011

-113-

Anexo 12

3 de 4

Descripción

Número de

asientoNúmero de

asiento


Activo

Activo fijo

Inmuebles, maquinaria y equipo, neto (anexos 1, 2, 6) ¢ 382,980,138 0 0 4, 7 3,928,763 652,265 386,256,636

Efectos por cobrar a largo plazo 1,883,051 0 0 5 0 0 1,883,051

Otros activos 15,149,802 0 0 0 0 15,149,802

Inversiones a largo plazo 5,573,939 0 0 0 0 5,573,939

Impuesto sobre la renta diferido 609,248 0 0 1,3, 6 170,814 5,216 774,846

Total activo fijo 406,196,178 0 0 4,099,577 657,481 409,638,274

Activo circulante

Efectivo y equivalentes de efectivo 10,915,311 0 0 0 0 10,915,311

Efectos por cobrar 1,054,461 0 0 0 0 1,054,461

Cuentas por cobrar, neto 29,336,302 0 0 5 0 357,571 28,978,731

Inventarios, neto 5,881,461 0 0 0 0 5,881,461

Gastos pagados por anticipado 3,436,968 0 0 0 0 3,436,968

Total activo circulante 50,624,503 0 0 0 357,571 50,266,932Total activo 456,820,681 0 0 4,099,577 1,015,052 459,905,206

Pasivo y patrimonio

Pasivo fijo

Deuda a largo plazo, menos porción circulante 65,771,095 0 0 0 0 65,771,095

Depósitos en garantía recibidos por servicios 8,778,172 0 0 0 0 8,778,172

Provisión para el pago de beneficios sociales al personal 15,592,301 0 0 0 0 15,592,301

Provisión para litigios 0 0 0 2 0 194,423 194,423

Impuesto sobre la renta diferido 1,387,693 0 0 9 0 14,578 1,402,271

Total pasivo fijo 91,529,261 0 0 0 209,001 91,738,262

Pasivo a corto plazo

Porción circulante de la deuda a largo plazo 3,710,220 0 0 0 0 3,710,220

Cuentas por pagar 34,973,868 0 0 4 0 2,717,054 37,690,922

Gastos acumulados y otras cuentas por pagar 10,361,110 0 0 0 0 10,361,110

Total pasivo a corto plazo 49,045,198 0 0 0 2,717,054 51,762,252

Total pasivo 140,574,459 0 0 0 2,926,055 143,500,514

Patrimonio

Capital acciones, 63,317,730 acciones comunes suscritas

y pagadas, con valor nominal de ¢1.00 cada una 63,317,730 0 0 0 0 63,317,730

Acciones comunes en circulación 63,317,730 0 0 0 0 63,317,730

Reserva legal 2,032,425 0 0 0 8,236 2,040,661

Reserva para desarrollo de proyectos 71,527 0 0 0 0 71,527

Utilidades no distribuidas 72,663,025 0 0 1 1,107,402 5,216 71,560,839

Utilidad del periodo 3,351,816 0 0 1,204,259 1,377,307 3,524,864

Superávit por revaluación de activos productivos 174,809,699 0 0 8, 9 14,578 1,093,950 175,889,071

Total patrimonio 316,246,222 0 0 1,107,402 2,484,709 316,404,692Total pasivo y patrimonio ¢ 456,820,681 0 0 1,107,402 5,410,764 459,905,206

Cuentas de orden ¢ 96,335,391 0 0 0 0 96,335,391

Reclasificaciones Ajustes

Monto Monto


Estado de posición financiera



-114-

0

Anexo 12

4 de 4

Descripción

Número de

asientoNúmero de

asiento


Ingresos de operación

Ventas de energía

Residencial ¢ 89,332,264 0 0 0 0 89,332,264

Comercial 119,071,362 0 0 0 0 119,071,362

Industrial 37,699,713 0 0 0 0 37,699,713


Total ventas de energía eléctrica 254,309,820 0 0 0 0 254,309,820

Otros ingresos de operación 8,370,231 0 0 0 0 8,370,231

Total ingresos 262,680,051 0 0 0 0 262,680,051

Gastos de operación (anexo 3)

Compras de energía eléctrica 183,424,534 0 0 0 0 183,424,534

Generación hidráulica 9,218,425 0 0 0 0 9,218,425

Planes ambientales y proyectos de generación 4,222,590 0 0 0 0 4,222,590

Distribución y transmisión 13,687,092 0 0 2, 5 551,994 0 14,239,086


Programa uso racional 2,675,394 0 0 0 0 2,675,394

Total gastos de operación 215,629,419 0 0 551,994 0 216,181,413

Utilidad de operación 47,050,632 0 0 0 0 46,498,638

Gastos consumidores 19,492,231 0 0 0 0 19,492,231

Generales y administrativos (anexo 4) 11,953,864 0 0 0 0 11,953,864

Impuestos 493,939 0 0 0 0 493,939

Depreciación (anexo 3) 15,101,048 0 0 7 652,265 1,211,709 14,541,604

Total gastos de personal y administrativos 47,041,082 0 0 652,265 1,211,709 46,481,638

Utilidad neta 9,550 0 0 0 0 17,000

Otros gastos (ingresos) (anexo 13)

Otros ingresos (anexo 5) 8,741,496 0 0 0 0 8,741,496

Gastos por intereses y diferencias de cambio (anexo 5) (3,489,917) 0 0 0 0 (3,489,917)

Otros gastos (anexo 5) (2,013,791) 0 0 0 0 (2,013,791)

Total otros gastos e ingresos, netos 3,237,788 0 0 0 0 3,237,788

Utilidad neta antes del impuesto de renta 3,247,338 0 0 0 0 3,254,788

Ingreso impuesto sobre la renta diferido, neto 104,478 0 0 3, 6 0 165,598 270,076

Gasto impuesto sobre la renta 0 0 0Utilidad neta del período ¢ 3,351,816 0 0 1,204,259 1,377,307 3,524,864

Ajustes


Monto Monto

Períodos de un año terminados el 31 de diciembre de 2011


Estados de ingresos y gastos

Reclasificaciones

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