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INFORME FINAL DE GESTIÓN

Ing. Teófilo de la Torre Arguello Miembro Consejo de Administración Compañía Nacional de Fuerza y Luz

4 de agosto 2011 al 23 de julio de 2014

Destinatarios del presente informe de gestión:

Consejo de Administración CNFL Presidencia Ejecutiva del ICE

Gerencia General CNFL Contraloría General de la República

INFORME FINAL DE LA GESTIÓN

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I. Ámbito de aplicación El presente Informe Final de Gestión corresponde al período comprendido entre el 4 de agosto de 2011 al 23 de julio de 2014 como miembro del Consejo de Administración de la CNFL, en representación del ICE como su Presidente Ejecutivo desde el 25 de julio 2011 al 7 de mayo de 2014, siendo ésta una subsidiaria del Instituto.

II. Consideraciones Preliminares El presente Informe Final de Gestión refiere los principales logros y resultados obtenidos en la gestión desarrollada en el período entre el 4 de agosto de 2011 al 23 de julio de 2014 y se rinde respetando el deber de la confidencialidad sobre la información, definido por parte del Consejo Directivo del ICE conforme a lo establecido en las siguientes normas:

A) La Ley 8660, Ley de Fortalecimiento y Modernización de las Entidades Públicas del Sector de Telecomunicaciones, en el numeral 35 regula el manejo de información confidencial y dispone:

“Artículo 35. La información que el ICE y sus empresa obtengan de sus usuarios y clientes será de carácter confidencial y solo podrá ser utilizada y compartida entre el ICE y sus empresas, para los fines del negocio. Su conocimiento por parte de terceros queda restringido, salvo cuando así lo solicite una autoridad legalmente competente, justificando su necesidad y por los medios respectivos.

Es confidencial la información relacionada con las actividades del ICE y sus empresas, calificada por estas como secreto industrial, comercial o económico, cuando, por motivos estratégicos, comerciales y de competencia, no resulte conveniente su divulgación a terceros (…)”

B) El Reglamento al Título II de la Ley de Fortalecimiento y Modernización de las Entidades Públicas del Sector de Telecomunicaciones, en su artículo 9, dispone:

“(…) Artículo 9. El ICE definirá los procedimientos para compartir la información que obtengan de sus clientes para los fines exclusivos del negocio, pero con resguardo de los derechos de los usuarios, y según lo establecido en la Ley General de Telecomunicaciones y su Reglamento. Podrá asimismo establecer las políticas, procedimientos y acciones, generales y específicos, que consideren convenientes para proteger la información calificada como secreto


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comercial, industrial o económico, quedando facultados para suscribir contratos de confidencialidad con sus empleados, proveedores, socios o aliados estratégicos y cualquier otra persona o tercero interesado (…)”.

C) La Contraloría General de la República, mediante la resolución R-CO-61 emite las “Directrices que deben observar los funcionarios obligados a presentar el Informe Final de su Gestión, según lo dispuesto en el inciso E) del artículo 12 de la Ley General de Control Interno D-1-2005-CO-DFOE”, documento normativo que en su punto 6, indica:

“(…) Resguardo del principio de confidencialidad de la información. En el informe de fin de gestión se deberá respetar el deber de confidencialidad sobre aquellos documentos, asuntos, hechos e información que posean ese carácter por disposición constitucional o legal (…)”.

D) La Política de Confidencialidad de la Información y la Política Empresarial de Seguridad de la Información, aprobadas por el Consejo Directivo y actualmente vigentes.

Al finalizar mi función como Presidente Ejecutivo del ICE el día 8 de mayo 2014 presenté un Informe Final de Gestión, según lo dispuesto en el artículo 12 inciso e) de la Ley General de Control Interno y la normativa subordinada. En este Informe Final de Gestión incluí tanto lo correspondiente al ICE como a la CNFL y RACSA, por lo que dicho informe cubre la totalidad de mi gestión en el Grupo ICE, incluidas sus dos subsidiarias. Dado que mi nombramiento formal en la CNFL se contemplaba terminar dos meses después, continué en el desempeño de la responsabilidad de miembro del Consejo de Administración CNFL por ese tiempo adicional. Por esta razón, y aunque el Informe Final de Gestión presentado al Consejo Directivo del ICE contempla también a la CNFL, para asegurar el cumplimiento cabal adiciono este Informe Final de Gestión en la CNFL, el cual está basado en los conceptos expresados en el primer informe, y que es de dominio público, pero en lo que corresponde a la CNFL.


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III. RESULTADOS DE LA GESTIÓN

A) Principales resultados La CNFL, como empresa del Grupo ICE, desarrolla proyectos de generación eléctrica que contribuyen en el incremento de la productividad y participación en el mercado eléctrico nacional y coadyuva con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) para satisfacer la demanda energética del país, contribuyendo con el ámbito social, económico y ambiental, de manera sostenida.

1- PARQUE EÓLICO VALLE CENTRAL.

Como resultado del convenio de gestión entre la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A., (CNFL) y el Banco Centroamericano de Integridad Económica (BCIE), el 13 de diciembre 2012 se inauguró el Parque Eólico Valle Central. El Parque Eólico cuenta con 17 aerogeneradores de 900 kw

cada uno y tiene una capacidad de 15.3 MW; se pretende producir 40.5 GWh al año, energía suficiente para abastecer a unas 13 mil viviendas aproximadamente. La mayor producción de energía eólica será durante el verano, concretamente entre finales de noviembre y principios de mayo, período en el cual se reduce de forma considerable el caudal de los ríos. Este proyecto fue desarrollado en la localidad de Pabellón, distrito Salitral del Cantón de Santa Ana en la Provincia de San José, mediante un esquema particular, que se conoce como una Sociedad Anónima de Propósito Especial, que se encargó de realizar la construcción del Parque hasta su puesta en operación y a partir de ese momento darla en arrendamiento a la CNFL para su operación y producción de electricidad que se entrega directamente en el sistema de distribución. A finales del año 2013 la CNFL tomó la decisión de adquirir la totalidad de las acciones comunes de la sociedad, con el propósito de aprovechar la disponibilidad de recursos en el mercado financiero y sobre todo ante la posibilidad de acceder a financiamientos con tasas de interés bajas y plazos de repago de hasta 30 años, como una forma de reducir los costos financieros del esquema.


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2- PROYECTO HIDROELÉCTRICO BALSA INFERIOR.

El proyecto se localiza aguas abajo de la Planta Hidroeléctrica Daniel Gutiérrez, en la provincia de Alajuela, cantón de San Carlos, distrito de Florencia, el cual aprovecha el potencial hidroeléctrico del río La Balsa mediante una caída de aproximadamente 120 metros y tendrá una capacidad instalada de 37.5 MW, para una generación anual estimada de 122 GW/h. Permitirá satisfacer las necesidades de energía eléctrica a aproximadamente 40.667 casas de habitación (con un promedio de cinco miembros). Estado de situación de 2011 – 2014 En el 2011 se dio inicio al Contrato de la construcción de Casa de Máquinas y Presa; se finalizaron los estudios de topografía y geotécnicos en diferentes zonas del proyecto. También se trabajó en las excavaciones de las obras subterráneas contratadas con el ICE.

A marzo del 2014 el proyecto está en la etapa final de construcción con un 94.49% de avance.

3- PROYECTO HIDROELÉCTRICO OLIVIER – PARQUE NACIONAL ISLA DEL

COCO

Derivado del convenio interinstitucional firmado en el mes de julio del 2012 por jerarcas del Ministerio de Ambiente, Energía y Telecomunicaciones (MINAET); el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. (CNFL); se dio inicio al diseño, construcción y mantenimiento de este proyecto de generación de energía con fuentes renovables en la Isla del Coco. El Proyecto se ubicará en la Bahía Chatham del citado Parque Nacional y pretende dar energía eléctrica a las instalaciones administrativas del Área de Conservación Marina Isla del Coco. El “Proyecto Hidroeléctrico Olivier” usará las aguas del río del mismo nombre, que serán conducidas por una tubería de presión de 480 metros hasta la Casa de Máquinas cerca de la costa. El caudal de diseño será 20 litros por segundo. Estas obras dieron inicio en noviembre del 2013 y se estima que el proyecto estará concluido en el 2014.


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El objetivo de dicho proyecto es: “Contribuir con el desarrollo sostenible del país y abastecer de energía eléctrica las instalaciones administrativas del Área de Conservación Marina Isla del Coco (ACMIC) y un futuro radar con el cual se podrá fortalecer la vigilancia y el control marítimo”. En las siguientes imágenes se muestra el lugar en el cual estará la Casa de máquinas:

4- GENERACIÓN ELÉCTRICA

En el Cuadro siguiente se muestra un resumen de los Proyectos de Generación con los avances, resultados y principales factores que contribuyen en el desarrollo de dichos Proyectos, durante el periodo 2011-2014.

Proyecto Cobertura Geográfica Información Avances, resultados y principales factores

P.H. Balsa Inferior

Región norte, en el cantón de San Carlos, en el distrito de Florencia

La construcción del proyecto dio inicio en noviembre 2009. Fecha prevista de finalización en el 2014

Potencia 37,50 (MW)

El objetivos es contribuir con el abastecimiento de energía eléctrica requerida mediante la instalación de una central hidroeléctrica con capacidad de generación eléctrica de al menos 37.5 MW.

En el 2011 se dio inicio al Contrato de la construcción de Casa de Máquinas y Presa; se finalizaron los estudios de topografía y geotécnicos en diferentes zonas del proyecto. También se trabajó en las excavaciones de las obras subterráneas contratadas con el ICE.

El proyecto con respecto a la meta del 2013 de supervisar la construcción del 16% de construcción tiene un avance anual del 90.88% con respecto a la meta.

El atraso en las obras se debe a: 1- El contrato con OAS hubo atraso en el inicio de la construcción de la Casa de Máquinas,


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Este proyecto permitirá satisfacer las necesidades de energía eléctrica a aproximadamente 40.000 casas de habitación con un promedio de 5 personas, dentro del área servida.

Toma y Presa, ya que el Contratista argumento demoras en la contratación de equipos. 2- Por otra parte se debe considerar que para el 05 de septiembre del 2012 se presentó un terremoto que causó atrasos, producto de ello en el mes de julio 2013, la CNFL aprueba la reprogramación del cronograma de trabajo para la ejecución de las obras Casa de Máquinas/ Desfogue y Toma/Presa, derivado del refrendo del Addendum 1 aprobado por parte de la Contraloría General de la República. 3- También se presentaron atrasos con respecto al contrato con el ICE en el 2011 ( atrasó en el inicio de las obras, por la contratación de maquinaria, lo que nos llevó a una reprogramación de las actividades, relaciones, holguras y recursos debido a procesos de contratación , falta de equipo y personal especializado en la zona. Se varió la longitud de la prevista a nivel de factibilidad de los caminos de acceso lo que afectó el inicio de trabajos de excavación subterránea y la construcción de la terraza del pozo del túnel. Se realizaron modificaciones al diseño y construcción del túnel desvió. Modificaciones en el diámetro de 4,5 m a 5,82 m, trazado, sección y alineamiento y se adicionó la construcción de un pozo por razones de seguridad constructivas y del personal y equipos involucrados en el proceso constructivos en el sitio de Toma. Hubo una afectación geológica en el túnel conducción, por lo que hubo que cambiar la dirección del túnel. Se presentaron modificaciones al diseño y construcción del embalse, referente a la posición y geometría por diferencias de nivel de terreno natural y necesidad de información geológica y geotécnica adicional en la zona de construcción. Se modificó la capacidad útil de 110 000 m² a 121 945 m³, un área de 16 429 m² en la elevación 391 y una profundidad de 12, 5 m, recubierto por una geomembrana impermeable para evitar infiltraciones.


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Debido a la modificación en el diseño Túnel y Embalse, se generó un requerimiento de mayor área y volumen para Escombreras. La modificación de los trabajos del embalse, provocaron un atraso en el inicio de la excavación de la tubería de presión y el tanque de oscilación. El ICE realizó una modificación al trazado de la tubería de presión que aumentó la longitud en más de 100 m de longitud.)

A marzo del 2014 se realizaron las pruebas de llenado de embalse, se ejecutan labores de remoción de materiales como tuberías y bandejas para concreto y sedimentos. En casa de máquinas se realizaron trabajos de acabados e instalaciones de equipos electromecánicos. Se realizan trabajos de alineamiento y nivelación de los equipos de unidades. En subestación se avanza en acabados, montaje de equipos y construcción de tanque de agua del sistema contra incendios. Se tiene un 94. 49% de avance.

P.E. San Buenaventura

Región Pacífico Central en el cantón de Montes de Oro en el distrito de La Unión

Proyecto de generación eólica. Potencia 8,50(MW).

Este proyecto se localiza en un lugar montañoso cuyas mediciones de dirección y velocidad del viento se han estado realizando durante un periodo de más de tres años. Consistirá en la instalación de cuatro aerogeneradores. Este proyecto permitirá satisfacer las necesidades de energía eléctrica a aproximadamente

A finales del 2011 se formalizaron las compras de las propiedades para el Centro de Control, con un área segregada de 10 000 m2 y otra para el Aerogenerador N 1, con un área segregada de 10 000 m2.

Actualmente el proyecto muestra un avance del 39% de la meta de Concluir el 100% de la licitación para la construcción, diseño y financiamiento de la Planta Eólica San Buenaventura (refrendo del Contrato).

Avance del 100% de la meta de Concluir el 100% de la compra de propiedades ubicadas en el Eólico San Buenaventura.

Avance del 100% de la meta de Concluir el 100% del arriendo de propiedades ubicadas en el Eólico San Buenaventura.


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7.900 casas de habitación con un promedio de 5 personas, dentro del área servida

Para el 2014 se plantea la siguiente meta: Concluir el 100% del trámite de propiedades en información posesoria requeridas para el desarrollo del Parque Eólico San Buenaventura.

P.H. Anonos

Región Central en el cantón de Alajuelita, en San José, en el distrito de San Felipe, Hatillo, Mata Redonda

Este proyecto consiste en la ampliación de la Central hidroeléctrica Anonos, la cual utiliza las aguas del río Tiribí, para la producción de energía eléctrica. Busca aportar al sistema nacional interconectado un mejoramiento en la producción de energía. Permitirá satisfacer las necesidades de energía eléctrica de aproximadamente 17000 habitantes.

Potencia 3,6(MW)

Al 2011 se logró un avance global del 31,83% de la Construcción. Se construyó el camino Hatillo 7, se logró un 82% de Diseño Detallado, un 100% de la limpieza del canal y 100% del cercado de alambre de púas.

El proyecto con respecto a la meta del 2013 de Supervisar y Construir el 13 % de Rehabilitación Planta Hidroeléctrica de Anonos tiene un avance anual del 76. 92%.

Correspondiente a los avances del proceso de Licitación de Diseño y Construcción.

Para el 2014 se incorpora como meta “buscar y formalizar un esquema de desarrollo del proyecto Anonos bajo alianzas con base en la ley 8660 la cual tiene a marzo un 6% de avance.

P.H. Ciruelas

Región Pacífico Central, en el cantón de Montes de Oro en el distrito de Miramar

Contribuir con el abastecimiento de energía eléctrica mediante la construcción de una planta que genere 1.1 (MW). Permitirá satisfacer las necesidades de energía eléctrica de aproximadamente 1.550 casas de habitación con promedio de 5 personas, dentro del área servida.

Al final del 2011 se cuenta con la aprobación Técnica de dicho Estudio, quedando pendiente la aprobación de parte de la SETENA

A diciembre 2013 se muestra un avance del 100% de la meta de Concluir el 100% de los requerimientos de adquisición para la licitación de construcción, diseño y financiamiento de la Planta Hidroeléctrica Ciruelas (cartel listo para publicar)

Un avance del 93% de la meta de Cumplir con el 100% del Plan de Responsabilidad Social (elaboración de la Estrategia de Comunicación, Operativización del PGA y la definición de las medidas de Compensación social en las comunidades


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de influencia directa al P.H. Ciruelas).

P.H. Brasil II

Región Central, en el cantón de Santa Ana-Mora, el distrito de La Guácima

Este proyecto está ubicado aguas debajo de la restitución de aguas de la planta Hidroeléctrica Brasil. Permitirá satisfacer la demanda de energía eléctrica de aproximadamente 41.000 viviendas, del área servida.

Potencia 27,5 (MW)

En el 2011 se presentaron los estudios de impacto ambiental a SETENA

A diciembre 2013 las metas muestra: Un avance del 41% de la meta de Concluir el 100% de los requerimientos de Adquisición y términos de referencia para la construcción, financiamiento de la Planta Hidroeléctrica Brasil II

Un avance del 55% de la meta de Aprobación del 100% del Estudio de Impacto Ambiental por parte de la SETENA

Un avance del 70% de la meta de Concluir el 100% de los avalúos de las propiedades

Un avance del 100% de la meta de Formular al 100% la propuesta de los programas del Plan de Responsabilidad Social ((Estrategia de Comunicación, Acciones complementarias, Compromisos sociales Plan de gestión Ambiental PGA), que se desarrollará en la fase constructiva del proyecto.

Para el 2014 se tienen las siguientes metas: Obtener el 100% de los requerimientos de adquisición para el diseño, financiamiento y construcción del proyecto Hidroeléctrico Brasil II la cual muestra un 41% de avance y Obtener el 100% del seguimiento a la obtención de la viabilidad ambiental del proyecto. (Presenta un 41%). Dar seguimiento al 100% de las actividades de gestión social previas a la etapa construcción del proyecto (avance acumulado de 32%) y Tener el 100% de los aspectos sociales requeridos del cartel de licitación para el diseño, financiamiento y construcción del Proyecto. ( a marzo se


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tienen el 100% de cumplimiento)

P.H. Nuestro Amo

Regional, en el cantón de Alajuela, en el distrito de la Guácima

Este proyecto corresponde a la ampliación de la Central Hidroeléctrica Nuestro Amo la cual utiliza las aguas de los ríos ciruelas y segundo para la producción de energía eléctrica. Permitirá satisfacer la demanda de energía eléctrica a aproximadamente 15000 casas del área servida Potencia de 12,6 (MW)

En el 2011 se concluyeron los estudios de Pre factibilidad del proyecto.

Para el 2013 el proyecto presenta los siguientes avances: Un avance del 27% de la meta de Concluir el 100% de la ejecución del Estudio de Factibilidad de la Planta Nuestro Amo

Un avance del 5% de la meta de Obtener el 100% de la Aprobación del Estudio de Impacto Ambiental de la SETENA

Un avance del 91% de la meta de Concluir el 100% de los Requerimientos de Adquisición para la Licitación de Casa de Maquinas del P.H Nuestro Amo (cartel listo para publicar)

Un avance del 98% de la meta de Tener el 100% de los Requerimientos de Adquisición para la Licitación de otras obras del P.H Nuestro Amo (condiciones especiales y técnicas)

Un avance del 100% de la meta de Desarrollar el 100% de las actividades programadas en los diferentes programas definidos en el Plan de Responsabilidad Social para el Proyecto Hidroeléctrico Nuestro Amo

En la actividad de generación la CNFL cuenta con siete plantas hidroeléctricas en operación y un Parque Eólico para una potencia instalada de 92.8 MW; sus plantas de generación eléctrica sólo utilizan fuentes limpias, renovables y propias, como es el agua de los ríos y el viento. Produce 100% energía renovable, un 91.34% es hidroeléctrica y 8.66 % eólica.


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El siguiente cuadro se muestra la generación por planta para el periodo 2011-2013. (MWh):

Año Belén Brasil Cote Daniel Gutiérrez

Electriona El encanto

Río Segundo

Valle Central

Total

2011 59.686 109.027 11.724 74.678 28.898 51.126 5.084 340.223 2012 66.234 100.071 10.847 70.816 29.615 45.794 4.570 9.563 337.510 2013 57.436 98.808 13.049 68.377 26.721 46.042 3.953 29.824 344.210

Cabe indicar que para el 3 de noviembre 2010, 5 plantas hidroeléctricas sufrieron daños por la Tormenta Tomás, quedando fuera de operación en los primeros meses del año 2011, excepto las Plantas Nuestro Amo y Ventanas cuya reparación exige trabajos mayores que tardarán hasta el año 2015 para su recuperación. Por otra parte en el primer semestre del año 2012 la generación se vio afectada por la escasez de agua.

5- DISTRIBUCIÓN

Para garantizar el suministro eléctrico la CNFL cuenta con un sistema de distribución formado por 24 subestaciones (11 compartidas ICE-CNFL), 3 patios de interruptores, 122 alimentadores, 1 circuito de transmisión; en total se dispone de 3.312 kilómetros de líneas de distribución primaria y 3.016 kilómetros de líneas de distribución secundaria, para un total de 6.328 kilómetro de líneas. Se dispone de una capacidad instalada en transformadores de distribución de 1.973.830 kVA, aportada por un total de 23.326 equipos de transformación de distribución.

La CNFL cuenta con indicadores de desempeño: el indicador “Frecuencia Promedio de Interrupciones (FPI)” que establece la frecuencia promedio de interrupciones que percibe el cliente en determinado período; la “Duración Promedio de las Interrupciones Registradas (DPIR)” que se refiere a la duración promedio de las interrupciones percibidas por el total de clientes y la “Disponibilidad Promedio de Servicio” (DPS). Estos indicadores de desempeño del Sistema de Distribución de la Energía Eléctrica, buscan mostrar cual ha sido el estatus de los componentes del sistema de distribución eléctrica durante un determinado período, es importante tener presente que al ser en su mayoría una infraestructura aérea expuesta su comportamiento se ve afectado por causas ajenas a nuestro control.


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En el siguiente cuadro se muestra datos sobre duración promedio de Servicio y Frecuencia promedio de interrupciones para los años 2011 al 2013 y los meses de enero a marzo 2014

AÑO / MES PROMEDIOS

FPI (veces) DPIR (horas) DPS (%)

2011 0,72 0,37 99,95 2012 0,97 0,46 99,96 2013 1,22 0,60 99,94

Enero, 2014 0,62 0,3 99,97 Febrero, 2014 0,49 0,36 99,96 Marzo, 2014 0,71 0,29 99,96 Promedio a marzo, 2014 0,61 0,32 99,97

FPI = Frecuencia Promedio de Interrupciones DPIR = Duración Promedio de Interrupciones Registradas

DPS = Disponibilidad Promedio de Servicio

Desde el año 2011 al 2013 la CNFL ha incrementado su infraestructura y a continuación se detallan algunas de las obras más relevantes:

CRECIMIENTO LINEAS PRIMARIAS Y SECUNDARIAS DIFERENCIA 2013 2012 2011 Absoluta Porcentual

Primarias (Km)

3,312 3,268 3,239

73 2.25%

Secundarias (Km)

3,016 2,993 2,971

45 1.51%

CAPACIDAD INSTALADA EN TRANSFORMADORES DIFERENCIA 2013 2012 2011 Absoluta Porcentual

Total (KVA) 1,973,830

1,896,365

1,863,117

110,713 6%

CANTIDAD DE LAMPARAS INSTALADAS DIFERENCIA 2013 2012 2011 Absoluta Porcentual

Total (Unidades) 96,432

94,875

93,925

2,507 3%


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Durante los años que van del 2011 al 2013, la CNFL aumentó la cobertura de sus líneas de distribución en 118 kilómetros de línea, incluyendo líneas primarias y secundarias, con el propósito de dar servicio a nuevos clientes en el área servida. Así mismo, para poder atender la demanda de energía que requieren nuestros clientes, incrementó la capacidad instalada de transformación en un 6%. Siendo el Alumbrado Público un servicio que se ha convertido en esencial para la población dada su contribución con la seguridad ciudadana, la CNFL aumentó la cobertura de iluminación en el área de concesión con la instalación de 2.507 lámparas en diferentes localidades, incluyendo parques, caminos y carreteras.

6- SISTEMA DEL PROCESO COMERCIAL (SIPROCOM)

El nuevo Sistema de Procesamiento Comercial (SIPROCOM) se origina del deseo de contar con un nuevo sistema comercial mejorado, que apoye, soporte y agilice las actividades comerciales de la empresa, considerando la relación con el cliente, preparado para que utilice los beneficios de las nuevas tecnologías e implantado sobre una plataforma abierta, tanto a nivel de hardware como de software. El SIPROCOM está referido a todas y cada una de las actividades que realiza la CNFL hacia el servicio de sus clientes comprendiendo las etapas de atención al cliente, trámites de los servicios, instalación de equipos de medición, toma de lectura, procesos de facturación, recaudación interna y externa, gestión de cobro, cortas, reconexiones, registro de pagos internos y externos, hasta el registro y atención de averías eléctricas y de alumbrado público, atención de órdenes de trabajo manuales o desde el equipo móvil. Previo al SIPROCOM, la CNFL contaba con un Sistema de Administración de Servicios Eléctricos (SASE), implementado en el año 1991 bajo una arquitectura de plataforma propietaria a nivel de software y hardware. Estado de avance y acciones ejecutadas de julio 2011 a marzo 2014. Para cumplir con cada uno de los puntos del objeto del contrato, se establecieron entregables para cada una de las fases del desarrollo del Sistema. Cada etapa tiene una fecha de entrega y producto distinto, entre ellos se identifican los siguientes:

• Documento de Análisis y Diseño.


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• Fase de Construcción I: Primer producto entregable, mediante el cual la CNFL se desprende de la plataforma propietaria de hardware y software que usaba en su sistema anterior (Trámites, Facturación y Comercialización de Servicios). En esta fase se desarrollan 51 Flujos de Trabajo, 15 Aplicaciones, 11 Interfaces y Hardware o equipo de plataforma de procesamiento.

• Fase de Construcción II (Recaudación y Gestión de Cobro): En esta fase, se desarrollan 7 Flujos de Trabajo y se sustituye el sistema Financiero para la Recaudación y Administración de servicios (SIFRAS), por un nuevo proceso automatizado e integrado al nuevo sistema comercial.

• Fase de Construcción III (Automatización de órdenes de trabajo): Se desarrollan productos nuevos con los que la CNFL no disponía, el Consorcio desarrolla 23 Flujos de Trabajo como parte del sistema de Automatización de Ordenes de Trabajo, para poder ser ejecutados a través de la WEB.

Logros y Beneficios: 1. A nivel empresarial:

• Permite optimizar los procesos comerciales al proporcionar mayor trazabilidad de las

operaciones. • Facilita mantener la certificación de los procesos comerciales a nivel del Sistema de

Gestión Integrado (normas de calidad ISO 9001:2008, enunciados de la norma de calidad 4.1 Requisitos generales y 5.4.2 Planificación del sistema de gestión de la calidad).

• Provee de mecanismos que permiten optimizar la Gestión de Cobro, con lo cual se incorporan campañas para agilizar el nivel de cobranza de la CNFL, en procura de minimizar la morosidad.

• Permite gestionar las órdenes de trabajo: su trazabilidad, insumo de información para disminuir tiempos y uso del papel en la asignación del trabajo.

• Contribuye en la modernización de la empresa, gracias a la previsión para incorporar nuevos dispositivos como las tabletas electrónicas, a través de la nueva funcionalidad de Automatización de Órdenes de Trabajo que permite a los técnicos de campo interactuar con el sistema de forma directa y a la vez suministrar al Cliente información actualizada.

• Consolida el proceso de gestión de cambio en procesos comerciales. • Envío de mensajería interna corta más oportuna.


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• Optimiza la gestión de formación y capacitación de procesos comerciales a través del uso del SIPROCOM a nivel de Sucursales.

• Se incrementa la información general del cliente, lo que allana el camino para la creación del “expediente cliente”.

• Permite diseñar a la medida acciones de gestión de cobro y también elaborar campañas particulares que luego se pueden realizar con nuestros propios agentes telefónicos.

• Logra integrar la recaudación interna y mejorar la trazabilidad de las transacciones; ya que anteriormente se trabajaba por medio de una interfaz con otro sistema de información (SIFRAS).

2. A nivel técnico:

• El nuevo Sistema Comercial constituye una herramienta novedosa, flexible, que permite ajustarse a los nuevos retos y cambios a los que se enfrente la empresa.

• Sistema altamente configurable, que permite desarrollar nuevos productos que garantizan una mayor solidez y robustez.

• Mayor flexibilidad de las interfaces con otros sistemas, por encontrarse bajo el estándar de desarrollo de la CNFL (ORACLE), lo cual permite una conectividad natural y directa.

• Se logra mantener el nivel de conectividad hacia otros Sistemas y también integrar nuevas interfaces.

• Se logra adquirir una plataforma de procesamiento en arquitectura abierta, lo cual permite disminuir costos de licenciamiento.

• Permite realizar modificaciones a la infraestructura sin depender de tercero, ni de contratos con altos costos.

• Permite incorporar nuevas tecnologías, como es el caso de la movilidad electrónica; mediante el uso del servicio de Red Móvil de Internet del ICE.

• El usuario puede generar información con mayor independencia. • Mucho menos problemas de inopia en el mercado pues ahora al ser un sistema

abierto, no se requiere preparar recurso humano en sistema propietario ya que localmente es posible conseguir recursos capacitados.

7- CERTIFICACIONES LOGRADAS POR LA CNFL

Se cuenta con un Sistema de Gestión Integrado, bajo las norma INTE- ISO 9001:2008, INTE- ISO 14001-2004 e INTE– OHSAS 18001:2009 específicamente, para los procesos


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“Producción de Energía Eléctrica, Mantenimiento General Mecánico y Electromecánico de Plantas Hidroeléctricas, Reparación y Medición de Elementos Mecánicos, Gestión y Comercialización de Energía Eléctrica; impresión y distribución de facturas a terceros y en el proceso de Atender Averías del Sistema de Distribución”. Para este año se amplía el alcance al SGI del proceso de mantenimiento electromecánico con las secciones que aún estaban pendientes que son de Diseño y Control y Protecciones y Automatización. También se tiene certificado el Laboratorio de Medidores de Energía Eléctrica, bajo la norma INTE –ISO 17025.


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B) Sobre la gestión financiera

Antes de iniciar el análisis sobre los resultados obtenidos en el año 2013, es conveniente desarrollar una explicación de lo acontecido en el mercado eléctrico y como se comportó cada una de las variables que lo integran.

a) Mercado Eléctrico A continuación se presenta un gráfico que muestra el comportamiento de las ventas de energía para el periodo 2012 y 2013. Como se puede observar el comportamiento de las ventas de energía a partir del mes de agosto fue levemente inferior al registrado en el 2012. Para el año 2012 las ventas alcanzaron los 3.375.110 MWh, mientras que para el 2013 se facturó 3.387.280 MWh, lo que representó un crecimiento anual del 0,36%.

GRÁFICO N° COMPAÑÍA NACIONAL DE FUERZA Y LUZ S.A.

Ventas de Energía (MWh) Comparativo 2012 – 2013

El comportamiento de las ventas durante los últimos 3 años se puede observar en el siguiente gráfico, donde a partir del año 2012 se da una recuperación que prácticamente se detiene en el año 2013.


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Ventas de Energía (MWh) 2011 - 2013

3.280.000

3.300.000

3.320.000

3.340.000

3.360.000

3.380.000

3.400.000

2011 2012 2013

MW

H

La desaceleración que mostraron las ventas en el 2013 se explica entre otras razones por la reducción en el consumo promedio por cliente, según se aprecia en el cuadro siguiente. El comportamiento del consumo promedio por cliente para el año 2013 fue de 548 kWh por mes, mientras que en el año 2012 el consumo promedio fue de 556 kWh. Las campañas de información sobre el uso eficiente de la energía que promueve la CNFL durante todo el año y el aumento en las tarifas del servicio eléctrico a consecuencia de la entrada en vigencia de la metodología de Costo Variable de combustible aprobado por la ARESEP, constituyen los elementos primordiales que explican la reducción en el consumo de los clientes respecto al año anterior.


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GRÁFICO N°

COMPAÑÍA NACIONAL DE FUERZA Y LUZ S.A. Consumo Promedio KWh/Clientes

Comparativo 2012 - 2013

520

525

530

535

540

545

550

555

560

565

570

575 KW

h/cli

ente

2012

2013

Como se mencionó anteriormente, a partir de enero del 2013, ARESEP aprobó la entrada en vigencia de la metodología denominada Costo Variable de Combustibles (CVC) que busca reconocer al ICE, el gasto en que incurre para la generación de energía eléctrica con combustibles fósiles. La metodología estableció cargos tarifarios trimestrales según se observa en la tabla siguiente:

CUADRO N° COMPAÑÍA NACIONAL DE FUERZA Y LUZ S.A.

Cargos Trimestrales Aprobados Metodología CVC - ARESEP

2013

Trimestre RealI Trimestre 12%II Trimestre 27%III Trimestre 28,13%IV Trimestre 6,68%

Cargos trimestrales aprobados 2013Metodología CVC - ARESEP


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Los aumentos tarifarios aprobados para cubrir el CVC fueron mayores en el segundo y tercer trimestre, reduciéndose sensiblemente en el último trimestre. En el gráfico siguiente se observa el comportamiento de las ventas de energía comparando el año 2012 y 2013, donde se refleja el incremento que se da a partir de enero 2013 por la aplicación del CVC, que se ensancha en el segundo y tercer trimestre, cerrando en el último trimestre ligeramente por encima de las ventas de noviembre y diciembre registrados durante el año 2012.


Ingresos por Ventas de Energía 2012 – 2013

(Miles de colones)

0

5.000.000

10.000.000

15.000.000

20.000.000

25.000.000

30.000.000

35.000.000

Mile

s de

colo

nes

2012

2013

En lo que se refiere al precio promedio de las ventas de energía, se puede observar en el siguiente gráfico como para el año 2013 la tendencia fue muy similar a la mostrada en los ingresos, con crecimientos importantes principalmente durante el segundo y tercer trimestre del año. Se debe aclarar que estos incrementos atienden el incremento en las compras de energías en unidades monetarias luego de haberse implementado la metodología CVC y no representan para la CNFL ingreso adicional alguno.


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GRÁFICO N°

COMPAÑÍA NACIONAL DE FUERZA Y LUZ S.A. Precio Promedio 2012-2013

(Colones)

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00 2012

2013

En cuanto al rubro de compras de energía en unidades físicas, este se mantuvo muy similar al del año 2012, según se muestra en el gráfico siguiente, siendo las compras de energía totales para el 2012, 3.375.110 MWh, mientras que para el año 2013 fueron de 3.387.280 MWh, incremento que obedeció principalmente al crecimiento en la demanda de energía por parte de los clientes que se ubicó en un 0,36%, con respecto al 2012 y a que la generación de energía se mantuvo en niveles similares a los del año anterior.


Compras de Energía (MWh) Periodo 2012 – 2013

260.000

265.000

270.000

275.000

280.000

285.000

290.000

MW

H

20122013

La transformación de las unidades compradas a colones se muestra en el gráfico siguiente, donde se observa el incremento producto de la aplicación del CVC principalmente durante el segundo y tercer trimestre del año 2013.


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Compras de Energía 2012 - 2013

(Miles de colones)

0

5.000.000

10.000.000

15.000.000

20.000.000

25.000.000

30.000.000

Mile

s de

colo

nes

2012

2013

En cuanto a la generación de electricidad propia, se tuvo un crecimiento en comparación con el año 2012, ya que durante el año 2013 se generaron 344.211 MWh, mientras que en el año anterior fue de 327.947 MWh, con un aumento del 4,96%. Debemos señalar que para el 2013 se contabilizó la generación del Parque Eólico Valle Central. En el caso de las Plantas Hidroeléctricas y por tratarse de generación a filo de agua los meses en donde se presentó mayor nivel de generación fueron setiembre, octubre y diciembre gracias a la época de invierno donde se cuenta con mayor caudal en los ríos, como se observa a continuación:


Generación MWh Periodo 2012 - 2013

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

MW

H

2012

2013


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b) Estados financieros 2011-2013

i) BALANCE GENERAL O BALANCE SITUACIONAL


Balance de Situación Periodo 2011-2013

(Millones de colones) Diciembre Diciembre Diciembre Variación

AbsolutaVariación Relativa

2013 2012 2011 (2013-2011) (2013-2011)

Activo Inmueble, maquinaria y equipoActivo Fijo Neto en Operación 354 032 349 025 341 283 12 749 4%Obras en Construcción 155 760 97 149 41 697 114 063 274%Inmuebles maquinaria y equipo 509 792 446 174 382 980 126 812 33%Inversiones y cuentas por cobrar L.P. 15 747 8 096 7 457 8 290 111%Activo Circulante 55 741 57 864 50 625 5 117 10%Otros Activos 15 143 15 532 15 759 ( 616) -4%Total Activo 596 423 527 666 456 821 139 603 31%PasivoPasivo a Largo Plazo 195 539 132 385 91 529 104 010 114%Pasivo a Corto Plazo 56 263 60 259 49 045 7 218 15%Total Pasivo 251 802 192 644 140 574 111 227 79%PatrimonioPatrimonio 344 622 335 022 316 246 28 375 9%Total Pasivo y Patrimonio 596 423 527 666 456 821 139 603 31%

El tiempo transcurrido durante los años 2011 – 2013 ha significado para la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. (CNFL) un esfuerzo importante para mantener una operación efectiva y llevar a cabo el desarrollo de sus proyectos de inversión, debido a las implicaciones de no contar con los ajustes tarifarios oportunos para resolver las necesidades propias de la Empresa.


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Activos Totales Al mes de diciembre Periodo 2011-2013

(Miles de millones de colones)

457

528

596

-

100

200

300

400

500

600

700

2011 2012 2013

Mile

s de

mill

ones

de

colo

nes

(1) ACTIVOS La CNFL incrementó sus activos totales en Ȼ139,6 mil millones durante esos años, es decir un 31%, siendo la causa de dicho comportamiento el crecimiento del renglón de inmueble, maquinaria y equipo, que representa al 31 de diciembre del 2013 una participación del 85.5%, del total del activo. En las empresas de electricidad y particularmente en la CNFL que tiene a cargo los procesos de generación, distribución y comercialización, es necesario el desarrollo permanente de trabajos de inversión para garantizar la calidad y continuidad en el servicio durante las 24 horas de los 365 días del año. Entre las obras que se realizan diariamente se tiene la construcción de líneas para la atención de nuevos clientes, los cambios de transformadores para aumentar la capacidad, la sustitución de redes que han agotado su vida útil, la instalación de interruptores para mejorar la calidad y velocidad de respuesta para la protección de la red y de los activos de los clientes, las mejoras y renovación de equipos en subestaciones, la instalación de medidores a clientes nuevos y la sustitución de aquellos que han agotado su vida útil, el desarrollo continuo de mejoras en la infraestructura de generación, edificios, subestaciones, desarrollo de software para los sistemas comerciales, técnicos y administrativos, crecimiento y sustitución de alumbrado público y principalmente el desarrollo de proyectos de generación de electricidad.


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(2) PATRIMONIO Y PASIVO

(a) Pasivo Total El desarrollo de los activos se apoya en el financiamiento de recursos propios, proveniente de las utilidades y del financiamiento externo. Los recursos propios han venido disminuyendo año con año debido a la insuficiencia tarifaria que hemos experimentado en los últimos 3 años ante la desaprobación de ajustes tarifarios por parte de la ARESEP. La reducción de recursos propios junto con la necesidad de cumplir con el plan de desarrollo de proyectos de generación, obras de distribución, alumbrado público, etc, que ha venido realizando la CNFL, intensivos en capital, ha conducido a la decisión de llevar a cabo su ejecución a través de un mayor uso de financiamiento, como un medio adecuado que permite trasladar en forma paulatina a los usuarios el costo de los activos, evitando cambios bruscos en las tarifas.


Patrimonio y Pasivo Al mes de diciembre Periodo 2011-2013

(Miles de millones de colones)

316 335 345

141

193

252

-

50

100

150

200

250

300

350

400

2011 2012 2013

Mile

s de

millo

nes d

e co

lone

s

Patrimonio Pasivo

Como se indicó en los comentarios relativos al comportamiento de los Activos, los Proyectos de Generación en desarrollo durante el periodo 2011 – 2013, a saber Eólico Valle Central e Hidroeléctrico Balsa Inferior, se han financiado mediante diferentes fuentes de recursos,


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emisión de bonos en el mercado bursátil nacional, créditos externos y créditos de Banca local. Durante estos años el Pasivo Total se incrementó en un 79%, al pasar de Ȼ 141 mil millones a Ȼ 252 mil millones. Este crecimiento corresponde al endeudamiento contratado para el desarrollo del P.H. Balsa Inferior, para el cual se utilizaron diferentes esquemas de financiamiento, como fue la emisión de bonos por el equivalente a $ 102 millones que se colocó en varias emisiones, en moneda local con vencimientos de 7, 12, 15 y 20 años. También se logró la contratación de un crédito con el Banco Nacional de Desarrollo de Brasil (BNDES), en condiciones de tasa de interés muy favorable, y por último un crédito sindicado con el Banco Nacional de Costa Rica y Banco de Costa Rica, en términos de costo y plazo ventajosos para el tipo de activo que se está financiando. Con el propósito de aprovechar las ventajas que ofrecía el mercado financiero, en cuanto al acceso a tasas de interés bajas y ampliación de plazos para el repago, se gestionó desde finales del año 2012 la renegociación de las deudas contratadas para la construcción del Parque Eólico Valle Central, y fue hasta mediados del año 2013 que se logró la contratación de un préstamo sindicado con el Banco Nacional de Costa Rica y Banco de Costa Rica, por medio del cual la CNFL adquirió el 100% de las acciones de la Sociedad Eólico Valle Central y se pagó la deuda original, logrando una reducción considerable en el costo y extendiendo el plazo de repago hasta 30 años. Durante el año 2013 también se logró la ampliación del plazo del crédito contratado con el Banco Internacional de Costa Rica hasta 10 años, manteniendo la tasa de interés que era favorable para los intereses de la CNFL.

Estructura Servicio de la Deuda

Al 31 Diciembre, 2013 Cifras en Términos Corrientes

PRÉSTAMO SALDO

Saldo deuda en Dólares 140.819.375

Saldo expresado en colones TC 502,47 70.757.511.472

Composición en dólares 43%

Saldo deuda en colones 92.728.250.000

Composición en colones 57%

TOTAL 163.485.761.472


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La CNFL presenta una estructura de endeudamiento compuesta por endeudamiento en moneda local del 57% y en moneda extranjera (US$) 43%. Los plazos de los préstamos comprenden periodos desde 10 hasta 30 años. Las acciones realizadas por la Administración en el manejo de los pasivos, para adecuar su estructura, composición, costos y plazos conforme al tipo de proyectos que están financiando, cumple con la directriz emitida por el Poder Ejecutivo.

(b) PATRIMONIO Durante el periodo 2011-2013 el Patrimonio ha crecido un 9% a pesar de la ausencia de ajustes tarifarios propios para la CNFL. Dicho comportamiento se explica por las utilidades acumuladas, escazas en los últimos dos años, el superávit donado y el superávit producto de la revaluación de los activos. Teniendo en cuenta que el capital acciones está formado por 63.317.730 acciones en circulación, y que el patrimonio aumentó Ȼ 48 mil millones en esos 3 años, el valor en libros por acción pasó de Ȼ 4.695 (Dic. 2010) a Ȼ 5.443 (Dic. 2013).

ii) ESTADO DE RESULTADOS:


Estados de ingresos y Gastos Periodo 2011-2013

(Millones de colones)

Como se indicó previamente, durante el período 2011 – 2013 el mercado ha mostrado un comportamiento de crecimiento reducido con altibajos entre cada mes, alcanzando apenas un 2,13% en 3 años, producto de la situación de la economía nacional y a pesar de que los


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clientes han aumentado en un porcentaje ligeramente mayor del 3.58%, el consumo promedio por cliente para el año 2013 fue de 548 kWh por mes, mientras que en el año 2012 dicho consumo fue de 556 kWh. En la gráfica siguiente se observa como del año 2011 al 2012 se tiene un repunte en la venta de energía que se detiene en el año 2013.


Ventas de Energía (MWh) 2011 - 2013

3.280.000

3.300.000

3.320.000

3.340.000

3.360.000

3.380.000

3.400.000

2011 2012 2013

MW

H

Las campañas de información sobre el uso eficiente de la energía que promueve la CNFL durante todo el año, el uso de iluminación eficiente por parte de los clientes y el aumento en las tarifas del servicio eléctrico a consecuencia de los ajustes relacionados con el costo de los combustibles utilizados para generar energía y por último la entrada en vigencia de la metodología de Costo Variable de combustible aprobado por la ARESEP en el año 2013, constituyen los elementos primordiales que explican la reducción en el consumo de los clientes respecto al año anterior.


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Consumo Promedio KWh/Clientes Comparativo 2012 - 2013

520

525

530

535

540

545

550

555

560

565

570

575

KWh/

clien

te

2012

2013

El gráfico anterior muestra el consumo promedio en kWh de los clientes durante los últimos 2 años, con un decrecimiento durante todo el año 2013 respecto a lo registrado en el año anterior.

Años Diferencia

2011 2012 2013 Absoluta Porcentual Clientes (unidades) 501,869 510,314 519,817 17,948 3.58%

Venta de energía (MWh) 3,316,539 3,375,106 3,387,278 70,739 2.13% Compra de energía (MWh) 3,350,075 3,415,440 3,422,582 72,507 2.16%

El aumento en las ventas y compras de energía durante los años del análisis (2011-2013) en unidades físicas (kWh) prácticamente son coincidentes y la diferencia mayor en compras de energía es por una leve reducción en la generación propia que obliga a comprar un poco más de energía al Sistema Nacional Interconectado. La disminución de la generación propia obedece a la baja en la disponibilidad de agua para generar electricidad en las Plantas Hidroeléctricas en el verano, en una proporción mayor a la esperada. El comportamiento de los ingresos de operación que muestra el Estado de Resultados comparado, corresponde a la aplicación de los ajustes tarifarios aprobados por la ARESEP para compensar los incrementos en los compras de energía ocasionados por el consumo de


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combustible, primero mediante ajustes extraordinarios en los años 2011 y 2012 y luego con la puesta en vigencia de la metodología del Costo Variable de Combustible.


Ingresos y gastos de operación Periodo 2011-2013


263 271

332

264

270

332

200

220

240

260

280

300

320

340

2011 2012 2013

Mile

s de

millo

nes d

e co

lone

s

Ingresos

Costos y Gastos de Operación

Los gastos de operación igualmente han aumentado por el ajuste en las tarifas de compras de energía aprobados por la ARESEP. Es importante hacer la aclaración de que los ajustes de tarifas en ventas y compras de energía autorizadas por la ARESEP y aplicados por la CNFL no representan ganancia alguna para la Empresa y su propósito estrictamente es el compensar el aumento en costos. Debido a la desaprobación de tarifas a que ha sido sometida la CNFL por parte de la ARESEP en los últimos 3 años, la Administración ha tomado las acciones pertinentes para procurar resultados positivos en todos estos años, mediante medidas de contención del gasto, siendo cuidadosos de no afectar la calidad del servicio al cliente. Es así que en los últimos 3 periodos la CNFL ha logrado alcanzar un equilibrio en operación y gracias a ingresos de naturaleza extraordinaria, como han sido indemnizaciones por coberturas de los seguros, se ha podido alcanzar una rentabilidad después de gastos financieros.


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Margen de Operación y Neto Al Mes de Diciembre Periodo 2011-2013

(Porcentajes)

0,00%0,22%

0,01%

1,31%

2,91%

0,15%

2011 2012 2013

Porc

enta

je so

bre

oper

ació

n

Margen de Operación Margen Neto

Entre las medidas implementadas por la Administración para mejorar los resultados está la puesta en práctica de realizar las contrataciones por medio de MERLINK, que ha dado resultados positivos. Con las decisiones administrativas que se han tomado durante estos años se ha logrado que los gastos de operación controlables en cada año no crezcan por encima de la inflación y de ese modo se alcanzó que los resultados de operación se mantengan positivos. Los gastos financieros experimentaron un incremento del 4%, debido principalmente a la decisión administrativa de hacerse cargo de la deuda del Parque Eólico Valle Central, con el propósito de aprovechar condiciones financieras favorables que ofrecía el mercado, tanto en tasa de interés donde se redujo el costo en 2 puntos porcentuales y se amplió el plazo que inicialmente estaba contratado a 10 años, extendiéndolo a 30 años. Durante el periodo 2011-2013 se logró que en todos los años el resultado final fuera con utilidad y al término del periodo 2013 la CNFL cierra con una utilidad neta de 479 millones de colones.


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Utilidad o Pérdida Neta Acumulada Periodo 2011-2013


-1.000,0 2.000,0 3.000,0 4.000,0 5.000,0 6.000,0 7.000,0 8.000,0 9.000,0

2011 2012 2013

Millo

nes c

olon

es

Si bien los resultados alcanzados han sido positivos, en realidad el nivel de utilidades es reducido para los requerimientos de la Empresa, limitando el desarrollo de las inversiones a corto plazo, debido a que las tarifas de venta de la CNFL no han sido ajustadas desde hace más de 3 años, teniendo la Empresa que absorber mediante reducción en los gastos el crecimiento por inflación, tipo de cambio y los costos de salarios y materiales sufridos durante ese periodo. C) Respecto a la aplicación del Sistema de Control Interno Institucional se tienen los siguientes resultados: La implementación del Sistema de Control Interno en la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, es una herramienta de gestión gerencial que contribuye con la mejora continua y que busca garantizar razonablemente el cumplimiento de los objetivos de la CNFL, de acuerdo con la Ley 8292 y las normas emitidas por la Contraloría General de la República. La CNFL desde el año 2011 hasta el 2014, ha implementado las siguientes actividades para la mejora de los procesos:

Asesoramiento y orientación al personal de áreas técnicas y administrativas en temas de

Control Interno en todo lo referente a la Ley y normas de control interno para el Sector Público.

Promover mediante capacitaciones la aplicación de la Ley General de Control de Interno en los diferentes procesos en busca de la mejora continua, la correcta interpretación y utilización de ley y manejo apropiado del patrimonio de la CNFL


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Divulgación de la Ley y Normas de control interno para el Sector Público a todo al personal de la CNFL, mediante los diferentes sistemas de información utilizados en la empresa (Correo electrónico, videos mensuales, boletines, entre otros).

Capacitación al personal de la CNFL sobre el uso adecuado del Sistema de Gestión de Autoevaluación (GAE).

Gestión, análisis, aprobación y aplicación de autoevaluación para medir el sistema de control interno en las diferentes áreas de la CNFL.

Evaluación de controles en áreas específicas de la CNFL para valorar la calidad de sus funcionamientos y cumplimiento de sus objetivos.

Realizar revisiones y verificaciones de evidencias en todas las dependencias de la empresa, sobre los planes de acción propuestos en aplicación de la mejora continua.

Preparación y aplicación del modelo de madurez del sistema de control interno para identificar el estado de desarrollo de cada uno de los componentes funcionales de la ley.

Capacitación de inducción al nuevo empleado de la CNFL en materia de control interno.

Asesorías para la elaboración de planes de acción en cumplimiento de la Ley General de Control Interno 8292.

Con el propósito de contar con una herramienta de gestión a nivel gerencial, enfocada al logro de los objetivos empresariales y en cumplimiento con la Ley de Control Interno N°8292 y Directrices del SEVRI emitidas por la Contraloría General de la República, la CNFL del 2011 al 2014 ha implementado la Gestión Integral de Riesgos (GIR) mediante las siguientes actividades: Elaboración de mapa de procesos de la empresa para el funcionamiento del modelo

Gestión Integral de Riesgos de acuerdo con la naturaleza de la CNFL. Elaboración del marco orientador (política, estrategia, normativa y metodología de

riesgos y controles), herramientas y técnicas para la identificación, análisis, evaluación y administración de riesgos relevantes de los procesos que se realizan en la distintas dependencias de la CNFL.

Capacitaciones enfocadas a la Gestión Integral de Riesgos para jefaturas y personal operativo como administrativo de las distintas áreas de la empresa, sobre la temática de riesgos y controles específicos.

Implementación del modelo del GIR en los procesos de realización de la empresa (Distribución, Comercialización y Producción de Energía Eléctrica) y procesos de gestión de recursos.


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Formulación e implementación en los procesos de realización y gestión de recursos de planes de mitigación y acciones de mejora necesarias para administrar los riesgos identificados.

Con el objetivo de monitorear y dar seguimiento a los riesgos relevantes en la CNFL, se han realizado revisiones y nuevas evaluaciones del modelo del GIR de los procesos de acuerdo con el:

• Análisis actual del entorno interno y externo de la CNFL • Eficiencia y efectividad de los controles actuales • Evaluación periódica de los riesgos identificados

7. Retos de CNFL como parte del Grupo ICE

A) Con las Subsidiarias en general: Fortalecer la coordinación y sincronía de acciones entre la Casa Matriz y las

subsidiarias, para el logro de los objetivos comunes como corporación. Integrar estratégicamente a cada una de las subsidiarias en la Estrategia que se

defina y ejecutar acciones según tal lineamiento. Mantener el seguimiento y control de las Subsidiarias respecto al cumplimiento de los

planes de acción y planes comerciales para la obtención de los indicadores financieros requeridos como corporación.

B) Retos en CNFL: Dar seguimiento y control a la ejecución de los ingresos y gastos para el logro de los

objetivos y metas definidos. Gestionar lo necesario ante la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos para

asegurar los ingresos por tarifas que se requieren.

8. Control y entrega de activos asignados Según mi conocimiento no poseo bienes ni activos correspondientes a la CNFL.


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9. Cumplimiento de las disposiciones de la Contraloría General de la República y/o la Auditoría Interna (Estado actual del cumplimiento de las disposiciones que durante la gestión giró la CGR al Consejo de Administración)

No identifico ningún tema pendiente de definir por parte de este servidor en el contexto de miembro del Consejo de Administración. La Administración tiene instrucciones para ejecutar los requerimientos de los órganos de control.

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