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Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.

Estados financieros y opinión de los auditores

31 de diciembre de 2011 y 2010


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

80

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

84 Información complementaria 86

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 2011 y 2010 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 a 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 a 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 nuestra opinión de auditoría. 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 2011 y 2010 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 6 de marzo de 2012 Dictamen firmado por José Antonio Lara E. Nº 127 Pol. 0116 FIG 3 V.30-9-2012 Timbre Ley 6663 ¢1.000 Adherido al original

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Notas a los estados financieros

31 de diciembre de 2011 y 2010 (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) 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 2011 y 2010 la Compañía cuenta con 2265 y 2198 funcionarios respectivamente.

La Compañía suministra energía eléctrica a 501.869 clientes (en 2010 fueron 495,864) que representan 33,0% (33,7% en 2010) del total nacional. El sistema está formado por 41 subestaciones en el 2011 (41 subestaciones en el 2010) que incluyen elevadoras, reductoras y subterráneas con 6211 kilómetros en 2011 (6143 kilómetros en 2010) de líneas en operación. Tiene 1863 MVA en 2011 (1809 MVA en el 2010) de capacidad instalada en transformadores de distribución. El potencial de generación es 77.6 MW de capacidad instalada (81.17 MW en el 2010) distribuida en ocho plantas de su propiedad que representan 9.2% (9.9% en el 2010) de la energía vendida por la Compañía; 90.8% (90.1% en el 2010) es comprada al ICE y 0.00 % a Saret (0.002 % en el 2010).

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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.

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 revisadas 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.

b) Conversión de saldos y transacciones en monedas extranjeras

Las operaciones en moneda extranjeras se contabilizan a las tasas de cambio aplicables que estén vigentes en el momento de la transacción. Al cierre de cada ejercicio los saldos por cobrar o por pagar en monedas extranjeras se actualizan a la tasa de cambio representativa de mercado certificada por el Banco Central de Costa Rica (BCCR), ¢505.35 para la compra y ¢518.33 para la venta de US$1.00 al 31 de diciembre de 2011 y ¢507.85 para la compra y ¢518.09 para la venta por US$1 al 31 de diciembre de 2010. La ganancia o pérdida en cambio, 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 juste a una tasa de interés, hasta que los activos estén en condiciones de enajenación o uso.

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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 2011 se aplicó 0.10% de la facturación del mes (0.10% en 2010). 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.

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 éste 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.

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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 cualquier descuento o rebaja 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 Compañía se determina como elementos de propiedades, planta y equipo adquiridos. 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:

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

2011 2010 Generación ¢ 3,390,777 3,133,326 Distribución y comercialización 8,602,643 8,522,003 Alumbrado público 596,874 613,250 No asignable 1,951,310 2,050,141 Total ¢ 14,541,604 14,318,720

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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 2010 se revaluaron los activos adquiridos hasta el 31 de diciembre 2009. 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 el mes de 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 activo

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 del activo 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 el activo se contabiliza 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 del activo 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 mantiene influencia significativa ni control. Estas inversiones se mantienen 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 los mismos, el cual no excede un año. Los costos y gastos correspondientes a seguros se amortizan de acuerdo con la vigencia de las pólizas.

Diferidos - Los activos diferidos comprenden principalmente impuesto 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 a la vigencia que tenga cada proyecto.

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 al 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 la ¢10,756 millones y el incremento en la tarifa de venta produce que los ingresos crezcan solamente ¢7,626 millones en el periodo 2011, produciendo 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 que se creó un ajuste contable de pago anticipado por compra de energía, cuando no se pueda hacer 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 registrará 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 será reversado en los meses de enero a marzo 2012. Este activo como diferido normal, no se convierte en una partida deducible 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.

k) Intangibles

Corresponde principalmente a los costos incurridos en los derechos de uso y servidumbre, los cuales se amortizan en periodos pactado 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.

l) 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. 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 balance de situación. 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.

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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.

m) 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) más cualquier ganancia actuarial (menos cualquier pérdida actuarial) no reconocida por causa del tratamiento contable se reconoce en resultados) ;

(c) menos cualquier importe procedente del costo de servicio pasado todavía no reconocido como un 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; (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 tanto el valor presente de sus obligaciones por beneficios definidos, como el costo por los servicios prestados en el periodo actual y, en su caso, el costo de servicio pasado.

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:

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(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 definidos; y (b) todas sus ganancias y pérdidas actuariales. 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.

n) Cuentas y documentos por pagar Las cuentas y documentos por pagar que la Compañía mantiene están compuestas por todas las obligaciones que ha contraído con el Instituto Costarricense de Electricidad y con terceros por la adquisición de bienes o servicios, la contratación de una deuda 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 por la entidad, en el caso de las obligaciones contraídas en moneda extranjera, las mismas se registran al tipo de cambio para la compra de referencia del BCCR.

o) Contingencias Ciertas condiciones contingentes pueden existir en la fecha que los estados financieros son emitidos, dichas condiciones pueden resultar en una pérdida para la Compañía aunque las mismas 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 registrado en los estados financieros.

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p) Reconocimiento de ingresos costos y gastos

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

q) Reservas estatutarias

a) Aportes para extensión de líneas eléctricas, aportes para el desarrollo Está constituido por los aportes para extensiones 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 S.A., 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 2009. 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…”

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La CNFL aplicó esta nueva normativa a partir del mes de diciembre 2009, razón por la cual creó la cuenta 40103023 “Ingresos por aporte para el desarrollo” y reclasificó la suma de ¢1,379 millones del superávit donado, equivalente a los registros netos del periodo julio diciembre 2009, para el periodo 2010 se reconocieron como ingresos ¢ 2,816 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 fue por ¢7,406,850 miles en el 2011 y por ¢9,096,991 en el 2010 (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.

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.

r) Utilidad neta por acción

La utilidad neta por acción se calcula con base en las acciones 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 básicas se calculan dividiendo el resultado del periodo atribuible a los tenedores de instrumentos ordinarios de patrimonio de la controladora (el numerador) entre el promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación (el denominador) durante el periodo.

- 22 -

s) Cuentas de orden Se registran como cuentas de orden principalmente los compromisos pendientes de formalización y los derechos o responsabilidades contingentes, tales 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 pleitos 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.

t) 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 un gasto 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 su el uso al que está destinada o para su venta. Los intereses que se ha capitalizado son:

u) 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.

2011 2010 (en miles de colones) Proyecto en construcción Proyecto Hidroeléctrico Balsa Inferior (1) ¢ 2,818,634 411,825 Total ¢ 2,818,634 411,825

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NIIF 10: Estados financieros consolidados Esta norma reemplaza a la NIC 27 Consolidación y estados financieros separados y la SIC 12 Consolidación, 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. 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.

- 24 -

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. 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.

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Los inmuebles, maquinaria, equipo y obras en construcción al 31 de diciembre de 2011 y 2010 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 2009 (A) ¢ 49,499,052 104,429,355 7,793,301 36,064,352 8,183,242 312,240 206,281,542

Adiciones 1,264,213 8,299,380 714,481 6,107,101 23,880,118 0 40,265,293

Retiros (193,265) (494,486) (64,397) (573,172) 0 0 (1,325,320)

Ajustes y traspasos (1,083,819) 0 0 (270,925) (11,358,844) (312,240) (13,025,827)

Saldos al 31 de diciembre de 2010 (A) 49,486,181 112,234,249 8,443,385 41,327,356 20,704,516 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 41,327,644 3,086,340 275,283,674

Revaluación

Plantas

hidroeléctricas Red de Alumbrado Otras Obras Adelanto de

distribución público propiedades en construcción (1) obras Total

Saldos al 31 de diciembre de 2009 (B) ¢ 69,169,904 151,544,995 10,021,903 40,662,903 0 0 271,399,705

Revaluación anual 2,113,313 6,623,808 477,615 3,856,023 0 0 13,070,759

Retiros (3,116,706) (1,240,194) (155,110) (1,096,054) 0 0 (5,608,064)

Ajustes y traspasos (6,864,246) 0 0 175,412 0 0 (6,688,834)

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


Total al 31 de diciembre de 2011 (A+B) ¢ 116,493,181 293,238,134 20,558,968 92,139,545 41,327,644 3,086,340 566,843,812

(1) Ver anexo 2. Sigue…

Nota 3 Inmuebles, maquinaria y equipo

Detalle de inmuebles, maquinaria y equipo

(en miles de colones)

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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 2009 ¢ 5,675,774 17,495,119 1,121,626 9,639,754 0 0 33,932,273

Depreciación 1,242,388 3,408,341 265,120 1,467,024 0 0 6,382,873

Depreciación Centros de Servicio 0 0 0 816,365 0 0 816,365

Ajustes (84,314) 0 0 (14,846) 0 0 (99,160)

Retiros (36,299) (116,592) (62,251) (356,766) 0 0 (571,908)

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 1,293,388 4,162,044 319,209 1,599,811 0 0 7,374,452

Depreciación Centros de Servicio 0 0 0 968,081 0 0 968,081

Ajustes 1,566 0 0 1,566

Retiros 0 (150,490) (180,702) (772,933) 0 0 (1,104,125)

Saldos al 31 de diciembre de 2011 (A) ¢ 8,090,937 24,798,422 1,463,002 13,348,056 0 0 47,700,417

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 2009 ¢ 23,137,713 76,698,235 5,575,354 12,401,537 0 0 117,812,839

Depreciación 1,696,318 5,226,000 348,130 654,576 0 0 7,925,024

Depreciación centros de servicio 0 0 0 248,301 0 0 248,301

Revaluación anual 450,476 2,543,020 179,774 778,236 0 0 3,951,506

Ajuste (4,710,660) 0 0 (607,874) 0 0 (5,318,534)

Retiros (2,453,441) (852,593) (149,941) (717,646) 0 0 (4,173,621)


Depreciación 1,730,492 4,558,745 276,023 456,311 0 0 7,021,571

Depreciación centros de servicio 0 0 0 283,884 0 0 283,884

Revaluación anual 1,228,132 4,934,019 354,880 474,249 0 0 6,991,280

Ajuste 36,204 0 0 36,204

Retiros 0 (1,188,539) (236,963) (466,192) 0 0 (1,891,694)


Saldos 31 de diciembre de 2011 (A+B) 29,169,966 116,717,309 7,810,259 26,889,642 0 0 180,587,177

Saldo neto:

Al 31 de diciembre de 2010 ¢ 85,870,491 164,761,328 11,509,981 60,616,979 20,704,516 0 343,463,296

Al 31 de diciembre de 2011 ¢ 87,323,215 176,520,825 12,748,709 65,249,903 41,327,644 3,086,340 386,256,636

…..viene

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Nota 4 Efectos por cobrar

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

(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:

(1) El incremento en ¢439,421 corresponde a principalmente a la revaluación de activos

fuera de operación, que serán reutilizados en el futuro, cuando se reparen las plantas hidroeléctricas que se dañaron con la Tormenta Tomas.

(2) El aumento corresponde en su mayoría a la reclasificación de software en etapa de desarrollo en activos concluidos del sistema comercial (SIPROCOM), y Sigel.

(3) Corresponden a mejoras de sistemas en desarrollo y presentan la siguiente composición:

2011 2010 (en miles de colones) Corto plazo Largo plazo Corto plazo Largo plazo

Planta térmica Moin III, finiquito (1) ¢

937,720 1,875,439 937,720 2,813,159 Intereses 66,672 0 109,151 0 Funcionarios 3,967 7,612 4,427 6,345 Convenios de pago 39,850 0 14,768 0 En trámite judicial 23,863 0 23,862 0 Estimación incobrables (17,611) 0 (17,611) 0 Total ¢ 1,054,461 1,883,051 1,072,317 2,819,504

2011 2010 (en miles de colones) Inmuebles, maquinaria y equipo fuera de operación (1) ¢ 13,014,900 12,575,479 Menos: Depreciación acumulada (5,956,178) (5,595,281) Neto, Maquinaria y equipo fuera de operación 7,058,722 6,980,198 Garantías de cumplimiento ambiental 633,426 596,237 Absorción costos de compra y desarrollo(2) 4,846,671 1,976,498 Software en proceso de desarrollo (3) 1,253,125 2,955,411 Costos proyectos de generación (4) 866,080 866,080 Servidumbres 31,954 31,954 Centros de servicio 248,992 154,793 Fondo de ahorro y préstamos 200,000 200,000 Otros 10,832 14,461 Total ¢ 15,149,802 13,775,632

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(1) Las etapas del PROCOM se definieron de la siguiente forma:

Etapas de Desarrollo Fecha Inicio Fecha estimada de finalización Estado

Análisis y diseño 21/11/2008 25/06/2009 Concluida Fase I 26/06/2009 09/05/2011 En proceso Fase II 10/05/2011 30/09/2011 Tarea Futura Fase III 03/10/2011 10/09/2012 Tarea Futura Pruebas Finales Integrales 10/07/2012 10/09/2012 Tarea Futura Post Implantación 07/09/2012 22/02/2013 Tarea Futura

(4) Corresponde a los 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.

Nota 6 Inversiones a largo plazo Al 31 de diciembre las inversiones a largo plazo incluyen:

2011 2010 (en miles de colones) Mejoras Sistema Administración Órdenes Compra ¢ 285,867 164,035 Proyecto SIGEL 46,485 0 Sistema de Recursos Humanos 83,101 21,306 Portal Conservación de energía 0 23,111 Sistema Procesamiento Comercial (PROCOM) (1) 837,672 2,746,959 Total ¢ 1,253,125 2,955,411

2011 2010 (en miles de colones) Empresa Propietaria de la Línea de Transmisión ¢ 252,317 252,317 Compañía de Ingeniería Energética, S.A. (INESA) 100 100 Eólico Valle Central, S.A. (1) 5,321,522 2,593,501 Total ¢ 5,573,939 2,845,918

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(1) Construcción de planta de generación eólica mediante una sociedad establecida entre el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE) y la Compañía. El incremento en el periodo está compuesto por los siguientes aportes: ¢514,366,160 en marzo, ¢848,950,080 en agosto, ¢466,578,000 setiembre y ¢470,377,600 dados en efectivo.

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) Corresponde a inversiones en valores a plazo US$ 5,000 miles al 1.20% vencimiento 16012012 y ¢1,707 miles al 6.35% vencimiento el 9012012 con el Banco de Costa Rica.

Nota 8 Cuentas por cobrar

Al 31 de diciembre las cuentas por cobrar incluyen: 2011 2010 (en miles de colones) ICE (nota 11) ¢ 1,140,597 1,049,898 Consumidores 19,180,827 17,384,307 Convenios, Servicios liquidados y otros 1,685,548 1,181,102 Gobierno de Costa Rica 931,689 535,839 Daños a instalaciones eléctricas 883,543 755,078 Retenciones impuesto sobre la renta 2% 635,069 131,432 Crédito fiscal impuesto sobre ventas 78,345 47,808 I.N.S. Indemnización planta Cote (nota 17 1b) (1) 4,145,560 4,143,641

2011 2010 (en miles de colones) Efectivo en cuentas bancarias Bancos del Estado ¢ 2,722,075 1,573,364 Fondos de trabajo 17,100 38,020 Fondos con finalidad específica Amortización deuda a largo plazo 2,145,904 2,935,303 Pago de servicios al ICE en colones 3,499,416 2,804,230 Inversiones en valores (2) 2,526750 0 Platino Bonos (1) 4,067 10,228,235 Total ¢ 10,915,311 17,579,152

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Ministerio de Hacienda retención impuesto 109,486 554,974 Crédito fiscal impuesto sobre las ventas 1,561,779 1,195,434 Convenios iluminación instituciones públicas 142,156 0 Otras 762,511 486,869 Subtotal 31,257,110 27,466,382 Estimación cuentas de cobro dudoso, consumidores (1,379,866) (873,179) Estimación cuentas de cobro dudoso, gobierno (15,000) (15,000) Estimación cuentas de cobro dudoso, daños instalaciones (883,513)

(754,344)

Total ¢ 28,978,731 25,823,859

(1) De acuerdo con el último informe de la Dirección Jurídica Institucional con fecha del 9 de febrero de 2011, señala que 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.

Nota 9 Inventarios

Al 31 de diciembre los inventarios se componen de:

(1) Inventarios de almacenes trasladados a proyectos en construcción (anexo 2), que se

inician en los periodos 2011 y 2010.

2011 2010 (en miles de colones) En almacenes ¢ 9,872,018 8,899,068 En tránsito 580,653 2,614,237 10,452,671 11,513,305 Materiales asignados a proyectos (1) (4,496,213) (4,511,670) Estimación para obsolescencia (74,997) (39,818) Total ¢ 5,881,461 6,961,817

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Nota 10 Deuda a largo plazo


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 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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Ajustes por

Tasa de Saldo al diferencial Porción Largo

Dólares Colones Usado interés 31/12/2009 Amortización cambiario Aumentos Colones Dólares circulante plazo

Bancos

Banco Central de Costa Rica US$ 1,120,000¢ 0 1,120,000 6,75% anual + 1,3125% anual ¢ 32,021 (30,086) (1,935) 0 0 0 0 0

Emisión Bonos Serie A - Años 2006 y 2008 0 6,000,000 6,000,000 Tasa pasiva+2,25% 6,000,000 0 0 0 6,000,000 0 6,000,000 0

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

Emisión Bonos Serie B-2 Año 2011

1,120,000 21,000,000 22,116,392 6,032,021 (30,086) (1,935) 14,996,392 20,996,392 0 6,000,000 14,996,392

Otros

Inst.Crédito Oficial España-Deutsche Bank 25,628,277 0 25,628,277 0,70% anual 14,635,289 0 (1,374,945) 0 13,260,344 25,594 0 13,260,344

Deutsche Bank, Sociedad Anónima Española 25,628,277 0 25,628,277 5,86% anual 8,048,853 (1,312,187) (769,924) 0 5,966,742 11,517 1,325,287 4,641,455

Préstamo KFW 1 26,500,000 0 26,500,000 5.11% anual 13,637,669 (1,381,048) (1,273,114) 0 10,983,507 21,200 1,372,939 9,610,568

Préstamo KFW 2 9,500,000 0 9,500,000 3.61% anual 5,432,195 (243,647) (506,734) (6,051) 4,675,763 9,025 492,186 4,183,577

BICSA Línea de Crédito 3,000,000 0 3,000,000 6.25% anual 0 (82,770) 1,637,040 1,554,270 3,000 518,090 1,036,180

0 0 0.00 0 0 0 0 0 0 0 0

90,256,554 0 90,256,554 41,754,006 (2,936,882) (4,007,487) 1,630,989 36,440,626 70,336 3,708,502 32,732,124

Totales US$ 91,376,554¢ 21,000,000 112,372,946 ¢ 47,786,027 (2,966,968) (4,009,422) 16,627,381 57,437,018 70,336 9,708,502 47,728,516

Al 31 de diciembre de 2010 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):

2011 2010

Activo

Efectos por cobrar, principal ¢ 2,813,159 3,750,879

Efectos por cobrar, intereses 66,672 109,151

Cuentas por cobrar 1,140,597 1,049,898

Depósitos en garantía por servicios teléfonicos 7,755 8,068

Materiales prestados 0 0

4,028,183 4,917,996

Pasivo

Cuentas por pagar 29,413,865 20,061,050

Depósitos varios ICE 0 0

29,413,865 20,061,050

Ingresos

Venta de servicio eléctrico 5,453,772 5,262,807

Alquiler de postes 1,071,452 951,994

Alquiler de ductos 172,974 184,012

Planta térmica Moín III, finiquito 151,676 242,283

Alquiler terrenos subestación Uruca 1,353 957

Comisión venta tarjetas telefónicas 50 141

Comisión cobro recibos telefónicos 8,937 13,580

Servicios varios 244,843 0

Comisión recibos eléctricos 30 42

7,105,087 6,655,816

Gastos

Compra de energía 186,600,914 184,440,016

Servicios telefónicos 186,391 161,387

Gastos varios 0 0

Dividendos pagados 0 0

¢ 186,787,305 184,601,403

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:

2011 2010 (en miles de colones) Valor presente de la obligación, según estudio actuarial ¢ 25,604,963 21,526,766 Ganancias actuariales no reconocidas 627, 385 1,576,308 Acumulado contable ¢ 26,232,348 23,103,074

Composición acumulado contable Prestaciones contables ¢ 19,169,468 14,815,993 Trasladado ASEFYL 6,736,714 8,287,081 Total ¢ 25,906,182 23,103,074

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

2011 2010 (en miles de colones) Acumulación al inicio del año ¢ 14,815,993 14,838,623 Gasto reconocido en el periodo 3,352,511 1,358,007 Disminuciones por liquidaciones (2,576,203) (2,380,637) Total ¢ 15,592,301 13,815,993

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Las premisas actuariales utilizadas son:

2011 2010 (en miles de colones) Años asignados 40 años 40 años Tasa de descuento 10.37% 9.89% Aumentos salarial de ley 5.11 6.21% Ajuste salarial extraordinario (promedio) 0% 4.75% Inflación proyectada 10.35% 11.01%

Nota 13 Cuentas por pagar

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

2011 2010 (en miles de colones) ICE (1) ¢ 29,413,865 20,061,050 Proveedores 3,207,799 2,643,072 Depósitos de terceros 5,063,853 3,792,870 Dividendo por pagar 5,405 5,529 Total ¢ 37,690,922 26,502,521

(1) nota 11.

Nota 14 Gastos acumulados y otras cuentas por pagar Los gastos acumulados y otras cuentas por pagar al 31 de diciembre se presentan a continuación:

2011 2010 Intereses ¢ 403,529 684,845 Vacaciones 2,719,835 2,648,022 Salario escolar 4,163,736 3,793,125 Prestaciones legales 1,000,000 1,000,000 Beneficios sociales, retenciones y cuotas patronales 2,074,010 1,992,679

Total ¢ 10,361,110 10,118,671

Nota 15 Ganancia por acción La utilidad por acción básica se calcula con base en la utilidad neta atribuible a las accionistas comunes de ¢3,511,193 miles en el 2011 (¢9,132,144 miles en 2010) y el promedio ponderado del número de acciones comunes en circulación durante el año terminado al 31 de diciembre de 2011 de 63,318 y 2010 de 63,318 acciones miles, no existiendo aumentos o disminuciones para ambos periodos, calculado como sigue:

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31 de diciembre 2011 2010

Utilidad neta atribuida a los accionistas comunes ¢ 3,524,864 9,132,144 Promedio ponderado de acciones ordinarias: Acciones ordinarias en circulación al inicio del año 63,318 63,318 Aumento de acciones en el año Disminuciones de acciones en el año

0 0

0 0

Promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación al final del año

63,318 63,318

Utilidad por acción común en circulación ¢ 55,60 144,20

Nota 16 Patrimonio Al 31 de diciembre de 2011 y 2010 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 2011 y 2010 los aportes para desarrollo por ¢13,406,652 respectivamente para ambos años.

b- Superávit por revaluación de activos productivos

El superávit por revaluación de activos productivos se detalla como sigue al 31 de diciembre:

Monto Saldo al 31 de diciembre de 2009 ¢ 149,526,946 Traslado al superávit ganado (1) (10,530,776) Revaluación de activos productivos en el 2011 (2) 12,571,114 Ajustes del periodo 5,165,733 Traslado al impuesto sobre la renta diferido pasivo (30%) (1,430,101) Saldo al 31 de diciembre de 2010 ¢ 155,302,916

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

(1) Traslado del superávit por revaluación al superávit ganado, sin pasar por el

estado de resultados.

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

razones presupuestarias no se pudo realizar la evaluación por un perito independiente.

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 2011 y 2010 el saldo de la reserva legal expresado en miles de colones es ¢ 2,040,661 y ¢1,864,418 respectivamente.

d- Reserva para desarrollo de proyectos

Al 31 de diciembre de 2011 y 2010 la Reserva para Desarrollo de Proyectos presenta un saldo por ¢71,527 y ¢71,257 miles respectivamente.

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 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. Se encuentran abiertas a revisión por parte de las autoridades fiscales las declaraciones del impuesto sobre la renta de los períodos 2008, 2009, 2010 y 2011.

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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 2011 y 2010 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 y reserva para obsolescencia de inventarios

2011 2010 Saldo inicial ¢ 509,985 557,256 (Amortización) incremento, neto 264,861 (52,487) Traslado del pasivo 0 0 Ajuste períodos anteriores 0 5,216 Saldo final ¢ 774,846 509,985

B. Pasivos y patrimonio

C. Total impuesto diferido neto

2011 2010 Saldo final activo diferido ¢ 774,846 509,985 Saldo final pasivo diferido 1,402,271 1,430,101 Total neto ¢ 627,425 920,116

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.

2011 2010 Saldo inicial ¢ 1,430,101 5,165,733 (Amortización) incremento, neto 1,387,693 1,430,101 Ajuste períodos anteriores (1,415,523) (5,165,733) Traslado al patrimonio 0 0 Saldo final ¢ 1,402,271 1,430,101

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Al 31 de diciembre de 2011 y 2010 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 2011 y 2010 y la porción de corto y largo plazo:

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% ¢ 7,774,950 518,330 7,256,620 Instituto de Crédito Oficial del Reino de España 10 0,70% 13,266,487 1,325,901 11,940,586 Deutsche Bank S.A.E 10 5,86% 4,642,950 0 4,642,950 Emisión de bonos serie A años 2010 10 11,45% 14,996,390 0 14,996,390 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

2010 Nota Tasa

de interés

Total (en miles)

De 0 a 12

meses ( en miles)

Más de

12 meses

Banco Internacional de Costa Rica 9 6.25% anual ¢ 1,554,270 518,090 1,036,180 Inst. de Crédito Oficial del Reino de España 0.70% anual 13,260,344 0 13,260,344 Deutsche Bank S.A.E 5.86% anual 5,966,742 1,325,288 4,641,454 Emisión de bonos serie A años 2006 y 2008 Tasa Pasiva + 2.25% 6,000,000 6,000,000 0 Emisión de bonos serie B año 2010 11,45% anual 14,996,392 0 14,996,392 Kreditanstal Für Wiederaufbau 1 y 2 Variable 15,659,270 1,865,124 13,794,146 Total ¢ 57,437,018 9,708,502 47,728,516

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:

2011 2010 Activos Efectivo US$ 2,734 253 Cuentas y documentos por cobrar 8,021 8,077 Garantía compromisos ambientales 1,207 1,151 Inversiones 15,754 5,436 Total activo 27,716 14,917 Pasivos Deuda a corto plazo 11,961 11,961 Deuda a largo plazo 69,019 63,178 Intereses acumulados por pagar 422 491 Total pasivo 81,402 75,630

Exceso de pasivos sobre activos US$ (53,686) (60,713)

Al 31 de diciembre de 2011 los activos y pasivos monetarios denominados en dólares fueron valuados en colones a los tipos de cambio de ¢505.35 y de ¢518.33 por cada US$1,00 (¢507.85 y de ¢518.09 por US$1.00 en el 2010) 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 ¢2,007,187 y ¢4,745,940 en 2011 y 2010 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 2010 el dólar decreció en 9.39%, mientras que en el 2011 experimentó revaluaciones con respecto al colón de 0.046% Suponiendo que al cierre del 2011 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 ¢ 482.46 y ¢ 492.19, se habría producido un aumento en los ingresos por diferencial cambiario de ¢ 2,271 millones y un efecto neto de ¢1,959 millones, con lo cual la utilidad neta pasaría de ¢ 3,352 millones a ¢ 5,310 millones. Este efecto en el 2010 habría significado una utilidad neta de ¢ 7,522 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 ¢ 533.24 para la compra y ¢ 543.99 la venta, lo cual habría provocado un aumento en el gasto por diferencial cambiario, teniendo un efecto neto de ¢1,641 millones, con lo cual la utilidad neta sería ¢ 1,710 millones. En el 2010 la utilidad hubiese sido ¢ 3,739 millones.

2010 2011

Miles de colones

Tipo de cambio

Compra 507.85 505,35

Venta 518.09 518,33

Utilidad operación ¢ 4,133,107 17,000 Otros ingresos 4,466,842 6,645,103

Otros gastos (2,882,996) (3,496,521)

Diferencias cambiarias 3,814,480 2,096,393

Diferencias cambiarias (346,802) (2,007,187)

Utilidad antes de impuesto 9,184,631 3,254,788 Impuesto diferido, neto (52,487) 270,076

Utilidad,neta del periodo ¢ 9,132,144 3,524,864

Tipo de Cambio 5% menor

Ingresos por diferencias cambiarias 2,204,300 2,271,657

Gastos por diferencias cambiarias (245,126) (312,635)

Diferencias cambiario neto 1,959,174 1,959,022

Utilidad ajustada ¢ 11,143,804 5,310,839

Tipo de cambio 5% mayor

Ingresos por diferencias cambiarias 245,866 304,304

Gastos por diferencias cambiarias (3,794,366) (1,945,647)

Diferencia cambiario diciembre (3,548,500) (1,641,343)

Utilidad ajustada ¢ 5,636,130 1,710,474

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Riesgo de tasa de interés: Al 31 de diciembre de 2010 la Compañía mantiene pasivos en Documentos por Pagar que ascienden a la suma de ¢57,437 miles, con tasas efectivas reales entre el 3.80% y 3.99% anual en 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 2.25% y en el caso de la deuda con el KfW la base es, la Tasa Libor a 6 meses más 3.30%. Durante el año 2010 las tasas de interés de las inversiones transitorias tanto en dólares como en colones se comportaron con un promedio del 3.80% y del 10.50% respectivamente. En caso de que las tasas se hubiesen ubicado 5 puntos porcentual por encima del 3.80% y del 10.50%, obtendríamos una utilidad menor de ¢6,609 miles. Si por el contrario las tasas de interés se hubiesen ubicado 5 puntos porcentuales por debajo del 3.80% y del 10.50%, obtendríamos una utilidad mayor de ¢3,990 miles. 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 poco 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.

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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. 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.

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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. 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.

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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.

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.

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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. 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.

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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. 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:

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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, S.A. 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, S.A. 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 calculará con base en el costo real de los gastos directos e indirectos más un 6% como gastos administrativos. Los servicios entre la CNFL, S.A. 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.

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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 20) Prestaciones legales Con base en un estudio hecho sobre la aplicación de la NIC 19 y el Método de valoración actuarial; en el periodo 2011 no se registraron contablemente variaciones entre el cálculo actuarial por ¢ 25,605 millones y el saldo contable por ¢ 26,232 y que presenta un exceso contable por ¢ 627. 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 2011 se registraron como ingresos por este concepto ¢2,796 millones y en diciembre 2010 fue de ¢2,949 millones. Gasto por depreciación de la 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). La inflación local cerró en 4.73%, principalmente por tres razones: la contracción de la demanda de bienes y servicios, como resultado de la crisis económica mundial, la baja captación por parte del gobierno lo cual hace que las tasas se hayan mantenido bajas 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 volátil, teniendo comportamientos de sube y baja especialmente en los años 2008 y 2009, para el periodo 2010 y 2011 el tipo de cambio del colón en relación con el dólar ha sido hacia la baja, pegado a la banda inferior.

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La inflación externa cerró en 5.26% 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. La estimación de los gastos de la depreciación por revaluación del año 2010 se hizo con base en los datos de 2009, con lo cual al obtener los índices de revaluación reales del periodo, se produjo que en diciembre 2010, se reversara ¢1,355 millones, debido a la sobre estimación de dichos gastos. El gasto real del periodo ascendió a ¢426 millones por revaluación

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 ¢ 822 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 6 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, el plazo de la obra es de 1,263 días (2013). El costo del proyecto es de US$185,144 millones conformado por dos contratos, con el ICE US$104,032 millones diseño y construcción proyecto y US$81,113 millones con OAS Engevis, S.A. construcción de casa de maquinas y toma (Llave en mano) duración del plazo 480 días (contrato en proceso de refrendo 2012).

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Nota 20 Cuentas de orden (en miles) Activos contingentes 2011 2010 Fondo de ahorro y préstamo ¢ 24,832,172 21,270,110 Litigios en colones y dólares (1) 1,156,114 1,155,579 Pedidos de mercancía en tránsito 771,313 14,188 Pedidos de materiales en tránsito locales 420,390 420,390 Depósitos de garantía de consumo eléctrico 59,008 65,640 Depósitos de garantía, alquiler postes 66,500 66,500 Garantías de participación 673,388 698,443 Garantías de cumplimiento, mano de obra contratada 87,379 60,059 Garantías de cobro del servicio eléctrico 710,957 745,776 Garantías de préstamo de materiales 208,355 112,767 Garantías de cumplimiento, proveeduría 9,592,286 3,052,643 Asociación Solidarista ( ASEFYL) 9,639,830 8,287,081 ICE Planta Cote 7,371 7,371 Depósito rendición garantías funcionarios 208,250 48,750 Total 48,433,313 36,005,297 Pasivos contingentes Litigios en colones y dólares (2) 47,837,402 38,363,430 Convenio Soluciones Bello Hogar 64,676 58,529 Total 47,902,078 38,421,959 Total general ¢ 96,335,391 74,427,256

(1) Litigios

1) Activos contingentes 2011 2010 a) Litigios en colones:

ARESEP ¢ 395 395 Municipalidad de Escazú 172 172 Zumbado Murillo Carlos 277 277 Subtotal 844 844

b) Litigios en dólares:

Instituto Nacional de Seguros (US$2,228,870 (7 )

1,155,270 1,154,735

Total activos contingentes ¢ 1,156,114 1,155,579

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2) Pasivos contingentes Banco de San José ¢ 10,000 10,000 Construcciones Eléctricas Alajuelenses, S.A. 0 0

Fundación Consejo de la Tierra Los Hermanos, S.A. y Mario Jinesta (1)

1,586,222

700,000

La Cinteta Mediterráneo (2) 40,000 40,000 Ortiz Mondragón César 274,800 274,800 Salazar Solís Magali (3) 61,515 61,515 Rufea, S.A. (4) 690,543 690,543 Comercial Lotar S.A. (8) 0 0 Wendy Vega Fonseca 444,610 444,610 Shaw Alpízar Lester 7,000 7,000 Barrantes Cantillo Luis 7,624 0 Ruíz Segura John P. 39,308 0 Subtotal ¢ 3,161,622 2,228,468 Litigios en dólares:

Consorcio Hydrocote, S.A. (US$3,000,000) (5) ¢

1,554,990 0

Industrial de la Confección (US$24.214) 0 12,545 Instalaciones INABENSA, S.A. (US$9,428,089) (6)

4,886,861

4,884,599

Grupo Corporativo Saret (US$13,543,054) 7,019,771 7,016,521 Ortiz Durman José Manuel (US$50,000) 25,917 25,905

Instalaciones Inabesa (US$9,996,137) (8) 5,181,298 5,178,899 Ghella SPA Costa Rica (US$705,000) 365,423 365,253 Ghella SPA Costa Rica (US$36,000,000) 18,659,880 18,651,240 Grupo Corporativo Saret (Euros 10.392.322) 6,981,640 0 Subtotal 44,675,780 36,134,962 Total pasivos contingentes ¢ 47,837,402 38,363,430

(1) Actores: Fundación Consejo de la Tierra Los Hermanos S. A.

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.

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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.

(2) 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 Publico 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.

(3) 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.

(4) 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.

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No existe sentencia, ni liquidación de extremos y actualmente se encuentran depositados la suma de ¢109,000,000. No obstante, la actora pretende según estimación de la demanda ¢800,000,000 aproximadamente, más intereses legales.

(5) 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.

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

(7) Demandado: Instituto Nacional de Seguros (INS) Organo Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda. Expediente: 030008030163CA 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.

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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.

(8) 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).

(9) 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 esta, 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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(10) 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.

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

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Naturaleza de los litigios:

Tipo de litigio A favor de la

Compañía En contra de la Compañía

Total

2011 2010 2011 2010 2011 2010 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 1 12 7 12 Colisión de vehículos 18 184 6 0 24 184 Colisiones contra objeto fijo 22 416 7 0 29 416 Procesos en tránsito 129 108 0 0 129 108 Contenciosos administrativos 1 4 17 18 18 22 Procesos monitoreos 6 6 0 0 6 6 Total 183 775 35 35 218 810

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 Impuesto de la renta: 8.00 %

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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)

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.

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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 0442011 celebrada el 12 de agosto del 2011, con base en información financiera auditada con corte al 31 de diciembre del 2010 y cifras interinas a marzo del 2011. 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:

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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.

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.

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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. La Emisión de Bonos Estandarizados Serie B2 posee el Código de Identificación Internacional (ISIN) CRCFLUZB0215 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

2011 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% Serie B-2: Monto ofrecido: ¢ 15,000,000,000 Monto asignado: ¢ 15,000,000,000 Precio promedio ponderado de asignación: 100,00%

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Nota 22 Gastos consumidores En el período terminado el 31 de diciembre los gastos de consumidores se detallan así: 2011 2010 Dirección comercial ¢ 523,043 753,122 Sucursales 18,229,550 15,736,648 Departamento de servicios técnicos 461,682 352,559 Otros gastos de comercialización 277,956 36,754 Total ¢ 19,492,231 16,879,083

Nota 23 Dividendos

Para el período 2011 no se declararon dividendos.

Nota 24 Contratos y convenios de financiamiento

Al 31 de diciembre de 2011 y 2011 el detalle de los contrato 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.

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.

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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. 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”.

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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. 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.

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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.

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 8.65%. 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. Obligaciones del prestatario 1 Cambio de actividad comercial. El prestatario no deberá sin previo

consentimiento cambiar la actividad comercial.

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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$26,500,000, para financiar el proyecto “Planta Hidroeléctrica el Encanto”. Debido a dificultades geológicas en la fase de ejecución del proyecto la conclusión de la obra atrasara, creando una necesidad adicional de financiamiento por US$ 9,500,000. Dado lo anterior se celebra el presenta acuerdo de préstamo suplementario.

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

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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.

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Forma de pago Principal al vencimiento e intereses mensuales.

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.

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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.

Nota 25 Contratos para construcción de Obras Al 31 de diciembre de 2011 y 2010 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.

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2. Diseño y Construcción de Caminos, Obras de Transmisión y Obras Subterráneas del P H Balsa Inferior Contrato: Entre Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. y el Instituto Costarricense de Electricidad firmado el 11 de mayo de 2009, con base en la Ley 8660” Fortalecimiento y Modernización de las Entidades Públicas del Sector Telecomunicaciones”. Objetivo: Brindar los servicios necesarios por parte del ICE para realizar el diseño y construcción de caminos, obras de transmisión y Subestación, obras subterráneas y obras conexas del P.H. Balsa Inferior. Pago: Depósitos y transferencias electrónicas a los 30 días naturales posteriores a la presentación de la factura en las cuentas corrientes siguientes: a) BCR ¢ Nº 425257 y transferencia electrónica cuenta 1520100100425257. b) BCR $ Nº 19270904 y transferencia electrónica cuenta 15201001

0011927094. c) BNCR Nº 104380, transferencia electrónica cuenta 10001000014380. Plazo: 1263 días naturales a partir de la entrega de la orden de inicio. Precio: Para efectos fiscales, el valor de este contrato se considera de cuantía inestimable. Las partes están exentas del pago fiscal por articulo 32 del contrato eléctrico del 8 de abril de 1941 y del artículo 20 del Decreto Ley Nº 449 de creación del ICE. El proyecto hidroeléctrico de Balsa Inferior establecido a partir del 6 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, el plazo de la obra es de 1,263 días (finalizará en el año 2013). El costo del proyecto es de US$185,144 millones conformado por dos contratos, con el ICE US$104,032 millones diseño y construcción proyecto y US$81,113 millones con OAS Engevis, S.A. construcción de casa de maquinas y toma (Llave en mano) duración del plazo 480 días (contrato en proceso de refrendo 2012).

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Nota 26 Contrato Compra Venta Al 31 de diciembre de 2011 y 2010 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: “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).

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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) 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:

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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.

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).

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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 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: 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.

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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.

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.

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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.

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”.

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Nota 27 Pasivos contingentes

Al 31 de diciembre de 2011 y 2010 los pasivos contingentes se detallan a continuación:

a) Prestaciones legales Existe un pasivo contingente por el pago de auxilio de cesantía al personal del Puesto según el tiempo de servicio y de acuerdo con lo que dispone el Código de Trabajo, el cual podría ser pagado a los empleados en casos de despido sin justa causa, por muerte o pensión. Bajo condiciones normales los pagos por el concepto indicado no han de ser importantes. El Puesto traslada a la Asociación Solidarista los importes por este concepto.

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.

Nota 29 Provisión para litigios

Las provisiones por litigios al 31 de diciembre de 2011, de acuerdo con lo indicado por la Dirección Jurídica en su memorando 22018992011 del 292011. Corresponde a litigios que ya tienen sentencia en primera instancia a favor de los demandantes y se calculó el valor presente de acuerdo con lo establecido en las NIIF, así:

Monto Monto Plazo Cuota

Litigio original valor presente meses mensual Ajuste 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

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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

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.

Nota 31 Autorización para emitir los estados financieros

El Contador General autorizó la emisión de estos estados financieros el 13 de febrero de 2012. 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 2011

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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 2011 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 6 de marzo de 2012.

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 una condición que debe ser reportada 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. A la fecha de nuestra auditoría la administración realiza procedimientos para verificación de obsolescencia de inventarios que es preparada por las diferentes áreas las cuales presentan sus resultados para efectos de reconocimiento de una estimación. Algunos de los inventarios mantienen poco movimiento y aunque por la naturaleza de la entidad es posible que las rotaciones de inventarios no sean convencionales es nuestro criterio que la Compañía debe establecer un estudio adicional de control sobre los inventarios para verificar la metodología empleada hasta esta fecha. La cuenta de Inmuebles Maquinaria y Equipo incluye la subcuenta Distribución y Transmisión con un registro contable. La Compañía ha realizado un proceso de toma física de estos bienes el que se ha concluido casi en su totalidad. Se desarrolló un sistema de control de estos activos para efectos de 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 preparar una estrategia de realización de avalúos por peritos independientes 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.


A la fecha del informe la Compañía no tiene implementado como procedimiento para la conciliación de los cobros efectuados por el Instituto Costarricense de Electricidad por la administración y desarrollo del proyecto Hidroeléctrico Balsa Inferior versus los pagos efectuados durante el periodo 2011 y así poder determinar el pasivo real con el Instituto al cierre del periodo contable. 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 la condición a reportar descrita anteriormente, constituye una deficiencia significativa, aunque no modifica 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 6 de marzo de 2012 (para discusión con la administración) y 20 de febrero de 2012 (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 6 de marzo de 2012 Dictamen firmado por José Antonio Lara E. Nº127 Pol.0116 FIG 3 v 30-9-2012 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 2011 y emitimos opinión previa sin salvedades con fecha 6 de marzo de 2012.

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 6 de marzo de 2012 Dictamen firmado por José Antonio Lara E. Nº127 Pol. 0116 FIG 3 v 30-9-2012 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 88 Construcciones en proceso 2 92 Gastos de operación 3 93 Gastos generales y administrativos 4 94 Otros gastos, otros ingresos 5 95 Revaluación y cobertura de activos 6 96 Relación entre saldo cobrado y el saldo exigible 7 97 Cuadro de antigüedad de saldos 8 99 Información por segmentos 9 101 Asientos contables de auditoría 10 104 Flujo de efectivo 11 107 Hoja de trabajo 12 109 Anexos

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Anexo 1

1 de 4

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

Aumentos a

construcción en

proceso

Disminuciones en

costrucción en

proceso RetirosSaldo 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 49,486,182 244,305 0 0 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

211,491,173 17,094,014 3,884,245 259 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 232,195,688 17,094,014 3,884,245 2,717,314 38,100,136 (17,107,722) (1,600,001) 275,283,674

Costo original Saldo al 31/12/2009 Adiciones

Compra

directa Ajustes

Aumentos a

construcción en

proceso

Disminuciones en

costrucción en

proceso RetirosSaldo al

31/12/2010

Terrenos 2,993,472 225,547 0 (353) 0 0 0 3,218,666

Mejoras a terrenos 5,523,431 395,294 0 (168,424) 0 0 (29,502) 5,720,799

Edificios 9,826,705 882,453 0 (72,066) 0 0 (62,598) 10,574,494

Plantas hidroeléctricas 49,499,052 1,264,213 0 (1,083,818) 0 0 (193,265) 49,486,182

Distribución 76,148,133 6,225,751 0 0 0 0 (433,786) 81,940,098

Transmisión 2,011,178 11,297 0 0 0 0 0 2,022,475

Sub-estaciones 12,847,084 263,659 0 0 0 0 0 13,110,743

Conexiones de servicios 13,422,959 1,798,673 0 0 0 0 (60,700) 15,160,932

Equipo de alumbrado de calles 3,627,337 89,994 0 0 0 0 (64,397) 3,652,934

Alumbrado público, CNFL 4,165,964 624,487 0 0 0 0 0 4,790,451

Equipo general 17,341,809 0 4,570,535 (30,083) 0 0 (481,072) 21,401,189

Sistemas de comunicación 378,935 33,274 0 0 0 0 0 412,209

197,786,059 11,814,642 4,570,535 (1,354,744) 0 0 (1,325,320) 211,491,172

Construcciones en proceso (anexo 2) 8,183,242 0 0 23,880,118 (11,358,844) 0 20,704,516

Adelantos de obras 312,240 0 0 0 (312,240) 0

Saldo al 31 de diciembre de 2010 206,281,541 11,814,642 4,570,535 (1,354,744) 23,880,118 (11,358,844) (1,637,560) 232,195,688


Inmuebles, maquinaria y equipo, costo original

Clasificación de movimientos

31 de diciembre


- 89 -

Anexo 1

2 de 4

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 0 (180,702) 618,229

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

Equipo general 9,194,000 1,253,219 948,896 1,311 (772,933) 10,624,493

Sistemas de comunicación 65,823 13,684 0 0 0 79,507Saldo al 31 de diciembre de 2011 ¢ 40,460,443 7,374,450 968,083 1,566 (1,104,125) 47,700,417

Depreciación acumulada

Saldo al

31/12/2009 Gastos

Deprec.

Centros de

Servicio Ajustes Retiros

Saldo al

31/12/2010

Terrenos ¢ 0 0 0 0 0 0

Mejoras a terrenos 642,118 120,893 1,316 (21,435) (344) 742,548

Edificios 1,308,353 243,509 13,512 (6,332) (9,882) 1,549,160

Plantas hidroeléctricas 5,675,774 1,242,388 0 (84,314) (36,299) 6,797,549

Distribución 13,124,130 2,444,065 0 0 (98,163) 15,470,032

Transmisión 208,817 67,040 0 0 0 275,857

Sub-estaciones 1,872,376 426,220 0 0 0 2,298,596

Conexiones de servicios 2,289,801 471,011 0 0 (18,429) 2,742,383

Equipo de alumbrado de calles 601,053 121,335 0 0 (62,251) 660,137

Alumbrado público, CNFL 520,575 143,783 0 0 0 664,358

Equipo general 7,635,969 1,090,113 801,537 12,921 (346,540) 9,194,000

Sistemas de comunicación 53,307 12,516 0 0 0 65,823Saldo al 31 de diciembre de 2010 ¢ 33,932,273 6,382,873 816,365 (99,160) (571,908) 40,460,443


Inmuebles, maquinaria y equipo, costo original


31 de diciembre de


- 90 -

Anexo 1

3 de 4

Saldo al Ajustes por Saldo al

Revaluación 31/12/2010 revaluación Ajustes Ajustes Ajustes Retiros 31/12/2011

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Sistemas de comunicación 200,454 30,344 0 0 0 0 230,798Saldo al 31 de diciembre de 2011 ¢ 272,173,566 21,723,417 37,071 0 0 (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 1,730,492 0 1,228,132 0 21,079,030

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

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

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

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

Alumbrado Público 5,953,317 276,024 0 354,881 (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 78,221Saldo 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 de


- 91 -

Anexo 1

4 de 4

Saldo al Ajuste por Saldo al

Revaluación 31/12/2009 revaluación Ajustes Ajustes Ajustes Retiros 31/12/2010

Terrenos ¢ 12,174,975 876,096 968,074 0 0 0 14,019,145

Mejoras a terrenos 6,464,774 696,953 (319,915) 0 0 0 6,841,812

Edificios 16,359,079 1,428,324 (478,316) 0 0 (819,620) 16,489,467

Plantas hidroeléctricas 69,169,904 2,113,313 (6,864,246) 0 0 (3,116,706) 61,302,265

Distribución 106,461,757 5,387,570 0 0 0 (1,061,001) 110,788,326

Transmisión 1,230,221 128,528 0 0 0 0 1,358,749

Sub-estaciones 17,440,026 826,787 0 0 0 0 18,266,813

Conexiones de servicios 26,412,990 280,923 0 0 0 (179,193) 26,514,720

Alumbrado Público 10,021,902 477,616 0 0 0 (155,110) 10,344,408

Equipo general 5,468,317 849,955 5,569 0 0 (276,434) 6,047,407

Sistemas de comunicación 195,760 4,694 0 0 0 0 200,454Saldo al 31 de diciembre de 2009 ¢ 271,399,705 13,070,759 (6,688,834) 0 0 (5,608,064) 272,173,566

Saldo al Depreciación Revaluación Ajustes Retiros Saldo al

Depreciación acumulada 31/12/2009 Gastos Centros Servicio anual 31/12/2010

Mejoras a terrenos ¢ 1,605,182 142,482 2,801 130,965 (180,421) 0 1,701,009

Edificios 6,442,992 296,945 41,970 392,274 (432,363) (460,515) 6,281,303

Plantas hidroeléctricas 23,137,713 1,696,318 0 450,476 (4,710,660) (2,453,441) 18,120,406

Distribución 52,278,352 3,687,569 0 2,146,232 0 (729,536) 57,382,617

Transmisión 367,382 45,292 0 22,847 0 0 435,521

Sub-estaciones 7,080,615 605,687 0 238,108 0 0 7,924,410

Conexiones de servicios 16,971,885 887,452 0 135,833 0 (123,057) 17,872,113

Alumbrado Público 5,575,354 348,130 0 179,774 0 (149,941) 5,953,317

Equipo general 4,296,541 208,467 203,530 254,091 4,912 (257,130) 4,710,411

Sistemas de comunicación 56,822 6,682 0 904 0 0 64,408Saldo al 31 de diciembre de 2010 ¢ 117,812,838 7,925,024 248,301 3,951,504 (5,318,532) (4,173,620) 120,445,515

Inmueble, maquinaria y equipo, revaluación


31 de diciembre



- 92 -

Anexo 2

Saldo al

31/12/2010 Adiciones Total acumulado

Créditos por

liquidación de obras

Saldo al

31/12/2011

Extensión de líneas ¢ 73,047 5,869,801 5,942,848 5,934,516 8,332

Extensión de líneas subterráneas 531,851 1,894,365 2,426,216 2,399,926 26,290

Equipo de Medición 0 2,015,748 2,015,748 2,015,748 0

Alumbrado público 324,363 1,063,053 1,387,416 1,288,404 99,012

Proyecto Electrificación Subterranea Paseo Colón 2,377,274 482,555 2,859,829 2,859,829 0

Costos de líneas de comunicación 0 266,455 266,455 221,129 45,326

Construcción compra y mejora a edificios 756,285 988,355 1,744,640 1,347,546 397,094

Mejoras a subestaciones 78,763 698,291 777,054 335,241 441,813

Compra y mejoras a terrenos 114,618 352,768 467,386 445,621 21,765

Mejoras a plantas 150,083 175,214 325,297 244,306 80,991

Sistemas fotovoltaicos Residenciales 0 280 280 0 280

Proyecto hidroeléctrico Anonos 170,664 815,219 985,883 0 985,883

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

Proyecto Eólico San Buenaventura 0 548,226 548,226 0 548,226

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

Proyecto Balsa Inferior 11,218,359 22,532,351 33,750,710 0 33,750,710

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

Subtotal construcción en proceso 16,192,845 37,730,850 53,923,695 17,092,266 36,831,429

Total de Materiales asignados a proyectos 4,511,671 0 4,511,671 15,456 4,496,215

Saldo al 31 de diciembre de 2009 ¢ 20,704,516 37,730,850 58,435,366 17,107,722 41,327,644

Saldo al

31/12/2009 Adiciones Total acumulado

Créditos por

liquidación de obras

Saldo al

31/12/2010

Extensión de líneas ¢ 58,667 4,144,617 4,203,284 4,130,237 73,047

Extensión de líneas subterráneas 16,042 2,611,322 2,627,364 2,095,513 531,851

Intereses Proyectos financiados Bonos D 0 0 0 0 0

Intereses Proyectos financiados Bonos PG Encanto 0 0 0 0 0

Intereses Proyectos financiados Bonos PG 2 0 0 0 0 0

Intereses Proyectos financiados Bonos AP 0 0 0 0 0

Intereses Proyectos financiados Bonos A1 0 0 0 0 0

Equipo de Medición 0 1,798,673 1,798,673 1,798,673 0

Alumbrado público 5,768 1,033,076 1,038,844 714,481 324,363

Proyecto Electrificación Subterranea Paseo Colón 0 2,377,274 2,377,274 0 2,377,274

Costos de líneas de comunicación 3,072 30,202 33,274 33,274 0

Construcción compra y mejora a edificios 406,705 958,981 1,365,686 609,401 756,285

Mejoras a subestaciones 0 314,670 314,670 235,907 78,763

Compra y mejoras a terrenos 156,110 353,802 509,912 395,294 114,618

Mejoras a plantas 1,234,516 179,780 1,414,296 1,264,213 150,083

Materiales en energización de obras 0 0 0 0 0

Proyecto hidroeléctrico Anonos 0 170,664 170,664 0 170,664

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

Proyecto hidroeléctrico El Encanto 0 0 0 0 0

Proyecto Balsa Superior 0 11,297 11,297 11,297 0

Proyecto Balsa Inferior 1,422,592 9,795,767 11,218,359 0 11,218,359

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

Subtotal construcción en proceso 3,601,016 23,880,119 27,481,135 11,288,290 16,192,845

Total de Materiales asignados a proyectos 4,582,227 0 4,582,227 70,556 4,511,671

Saldo al 31 de diciembre de 2009 ¢ 8,183,243 23,880,119 32,063,362 11,358,846 20,704,516

(1) Ver nota 8 Traslado de materiales

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

31 de diciembre


- 93 -

Anexo 3

2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010

Gastos de operación

Operación ¢ 0 0 4,808,223 5,398,137 3,809,253 4,796,052 0 0 8,617,476 10,194,189

Mantenimiento 0 0 4,410,202 4,225,137 9,877,839 8,754,713 0 0 14,288,041 12,979,850

Compra de energía eléctrica 183,424,534 184,969,096 0 0 0 0 0 0 183,424,534 184,969,096

Otros gastos 0 0 4,222,591 4,412,050 0 0 5,628,771 4,419,582 9,851,362 8,831,632

Subtotal 183,424,534 184,969,096 13,441,016 14,035,324 13,687,092 13,550,765 5,628,771 4,419,582 216,181,413 216,974,767

Depreciación 0 0 3,390,777 3,133,326 8,602,643 8,522,005 2,548,184 2,663,391 14,541,604 14,318,722

Total ¢ 183,424,534 184,969,096 16,831,793 17,168,650 22,289,735 22,072,770 8,176,955 7,082,973 230,723,017 231,293,489

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

eléctrica

- 94 -

Anexo 4

2011 2010

Gastos administrativos

Auditoría ¢ 1,280,229 1,187,963

Gerencia 2,077,309 1,526,489

Gestión Estratégica 782,467 706,410

Contraloría de Servicios 285,606 222,304

Prensa y Relaciones Públicas 1,001,567 1,136,129

Dirección Jurídica Institucional 838,262 700,152

Dirección Administrativa 412,551 378,106

Contabilidad 870,521 853,722

Servicios Administrativos 401,212 385,816

Financiero 1,372,817 1,357,569

Dirección Recursos Humanos 2,366,039 2,075,054

Otros Gastos Administrativos 265,284 204,280

Total ¢ 11,953,864 10,733,994


Gastos generales y administrativos



- 95 -

Anexo 5

2011 2010

Otros gastos

Gastos financieros ¢ (1,482,730) (2,033,914)

Diferencias cambiarias (2,007,187) (4,745,940)

Subtotal (3,489,917) (6,779,854)

Misceláneos

Transporte eléctrico (282,267) (235,326)Varios (1,731,524) (494,932)Programa Desarrollo Urbano 0 (118,824)Subtotal (2,013,791) (849,082)Total otros gastos (5,503,708) (7,628,936)

Otros ingresosIngresos financieros 481,547 795,401Multas por atrasos 2,168,579 2,247,347Misceláneos 1,360,264 585,700Varios 2,634,713 838,394Diferencias cambiarias 2,096,393 8,213,618Subtotal 8,741,496 12,680,460Total ¢ 3,237,788 5,051,524

Efecto neto diferencias de cambio ¢ 89,206 3,467,678


Otros gastos , otros ingresos



- 96 -

Anexo 6

2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010

Terrenos ¢ 3,272,960 3,218,666 14,834,718 14,019,145 18,107,678 17,237,811 0 0 18,107,678 17,237,811 0 0

Mejoras en terrenos 6,166,420 5,720,799 7,436,203 6,841,812 13,602,623 12,562,611 2,842,922 2,443,558 10,759,701 10,119,053 0 0

Edificios 11,868,006 10,574,494 17,788,731 16,489,467 29,656,737 27,063,961 8,729,812 7,830,463 20,926,925 19,233,498 47,302,890 37,115,596

Plantas hidroeléctricas 49,730,486 49,486,181 66,762,696 61,302,265 116,493,182 110,788,446 29,169,967 24,917,959 87,323,215 85,870,487 118,490,693 125,515,001

Distribución 92,722,812 81,940,098 118,426,692 110,788,326 211,149,504 192,728,424 81,551,667 72,852,648 129,597,837 119,875,776 0 0

Transmisión 2,022,475 2,022,475 1,521,866 1,358,749 3,544,341 3,381,224 868,396 711,372 2,675,945 2,669,852 0 0

Subestaciones 13,445,984 13,110,743 19,619,686 18,266,813 33,065,670 31,377,556 11,713,065 10,223,004 21,352,605 21,154,552 25,714,112 24,833,579

Conexiones de servicios 17,098,223 15,160,932 28,380,396 26,514,720 45,478,619 41,675,652 22,584,477 20,614,496 22,894,142 21,061,156 0 0

Alumbrado público 9,544,857 8,443,385 11,014,112 10,344,408 20,558,969 18,787,793 7,810,260 7,277,814 12,748,709 11,509,979 0 0

Equipo general 24,364,130 21,401,190 5,544,243 6,047,407 29,908,373 27,448,597 15,158,881 13,904,412 14,749,492 13,544,185 30,558,312 24,850,119

Sistemas de comunicación 633,336 412,209 230,796 200,454 864,132 612,663 157,727 130,230 706,405 482,433 0 0

Total ¢ 230,869,689 211,491,172 291,560,139 272,173,566 522,429,828 483,664,738 180,587,175 160,905,956 341,842,653 322,758,782 222,066,007 212,314,295

Valor neto contable Valor asegurado


Revaluación y cobertura de activos

31 de diciembre


Original Revaluado Total Depreciación acumulada

- 97 -

Anexo 7

1 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 2010Cuentas por cobrar, servicios eléctricos al inicio del año 17,384,307Más facturación de servicios eléctricos durante el período 246,342,418 de enero a noviembre de 2010Total saldo exigible ¢ 263,726,725

Índice de cobranza: Cobrado en el año x 100 Saldo exigible

¢ 267,341,731 263,726,725

1.01371

Véase el informe de los auditores externos.

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

31 de diciembre


Cobrado en el año 2011

- 98 -

Anexo 7

2 de 2

2010

Cuentas por cobrar, servicios eléctricos al inicio del año ¢ 16,562,683

Más, facturación de servicios eléctricos durante el año 257,635,220

Menos, cuentas por cobrar al final del año (17,384,307)

Total cobrado en el año 256,813,596

Saldo exigible durante el año 2010Cuentas por cobrar, servicios eléctricos al inicio del año 16,562,683Más facturación de servicios eléctricos durante el período 235,954,441 de enero a noviembre de 2010Total saldo exigible ¢ 252,517,124

Índice de cobranza: Cobrado en el año x 100 Saldo exigible

¢ 256,813,596 252,517,124

1.01701

Véase el informe de los auditores externos.

Cobrado en el año 2010

Indice

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


Relación entre el saldo cobrado y el saldo exigible



- 99 -

Anexo 8 (1 de 2)

Fuente: Departamento de consumidores. Listado RPPLPASTP

Anexo 8

Cuadro de antigüedad de saldos a diciembre 2011 Total general

(cifras en colones)

Días Comprobantes % Colones %

antigüedad Cantidad Monto 0 - 30 365.632 80.98% 17,704,370,939 85.87% 31 - 60 42.869 9.49% 1,115,027,050 5.41% 61 - 90 12.199 2.70% 777,384,678 3.77% 91-180 13.267 2.94% 445,629,656 2.16%

181 y más 17.561 3.89% 574,755,760 2.79%

Total general 451.528 100.00% 20,617,168,083 100.00%

Cuadro de antigüedad de saldos

No incluye gobierno, municipios ni ICE

Días antigüedad Comprobantes

cantidad % Colones monto % 0 - 30 365.213 80.98% 16,506,075,235 87.71% 31 - 60 42.813 9.49% 993,198,395 5.28% 61 - 90 12.170 2.70% 305,540,718 1.62% 91-180 13.251 2.94% 440,069,270 2.34%

181 y más 17.558 3.89% 573,925,816 3.05%

Total general 451.005 100.00% 18,818,809,434 100.00%

- 100 -

Anexo 8 (2 de 2)

Fuente: Departamento de consumidores. Listado RPPLPASTP

Anexo 8

Cuadro de antigüedad de saldos a diciembre 2010 Total general

(cifras en colones)

Días Comprobantes % Colones %

antigüedad Cantidad Monto 0 - 30 354,701 83,92% 17,234,576,239 91,87% 31 - 60 38,598 9,13% 873,852,875 4,66% 61 - 90 11,161 2,64% 226,665,575 1,21% 91-180 9,156 2,17% 198,815,624 1,06

181 y más 9,052 2,14% 225,485,893 1,20

Total general 422,668 100% 18,759,396,206 100%

Cuadro de antigüedad de saldos

No incluye gobierno, municipios ni ICE

Días antigüedad Comprobantes

cantidad % Colones monto % 0 - 30 340,321 83.40% 15,889,928,579 91.41% 31 - 60 38,550 9.44% 866,508,955 4.98% 61 - 90 11,161 2.74% 226,665,575 1.30% 91-180 9,149 2.24% 197,815,619 1.14%

181 y más 8,876 2.18% 203,387,928 1.17%

Total general 408,057 100.00% 17,384,306,656 100.00%

-101-

Anexo 9

1 de 3

Total 2011

Asientos de

ajuste 2011

Asientos de

ajuste 2010

2011 Notas 2010 Notas 2010 2011 Notas 2010 2011 Notas 2010 2011 2010

Activo

Inmuebles, maquinaria y equipo:

Inmuebles, maquinaria y equipo ¢ 66,117,231 3 65,445,061 9 112,493,988 10,663,558 17 8,541,170 27,535,619 19 25,010,952 230,869,689 0 0 230,869,689 211,491,171

Menos, depreciación acumulada (10,265,043) (8,671,702) (20,769,021) (1,907,610) (1,384,324) (10,720,023) (9,635,396) (47,165,911) (534,506) 0 (47,700,417) (40,460,443)

Inmuebles, maquinaria y equipo revaluado 87,256,243 80,237,881 163,159,950 11,363,718 10,495,891 18,329,998 18,279,844 291,560,140 0 0 291,560,140 272,173,566

Menos, depreciación acumulada, equipo revaluado (25,884,499) (22,292,436) (85,033,018) (6,602,559) (5,995,387) (7,074,394) (7,124,672) (133,980,708) 1,093,950 0 (132,886,758) (120,445,513)

Subtotal 117,223,932 114,718,804 169,851,899 13,517,107 11,657,350 28,071,200 26,530,728 341,283,210 559,444 0 341,842,654 322,758,781

Construcciones en proceso 33,074,745 3 11,936,645 9 3,060,935 99,012 17 324,362 464,185 19 870,903 34,114,376 2,717,053 0 36,831,429 16,192,845

Adelanto para construcciones en proceso 3,086,340 0 0 0 0 0 0 3,086,340 0 0 3,086,340 0

Inventarios Inversión 1,240 1,240 2,777,495 550,662 371,679 1,328,258 1,361,256 4,496,213 0 0 4,496,213 4,511,670

Total inmuebles, maquinaria y equipo 153,386,257 126,656,689 175,690,329 14,166,781 12,353,391 29,863,643 28,762,887 382,980,139 2,717,053 0 386,256,636 343,463,296

Otros activos:

Efectos por cobrar 1,127 938 3,338 0 0 2,482 2,069 7,613 0 0 7,613 6,345

Inversión bonos y otros 0 0 10 100 0 0 5,573,839 2,845,818 5,573,939 0 0 5,573,939 2,845,918

ICE Planta Térmica de Moin III 1,875,439 2,813,159 0 0 0 0 0 1,875,439 0 0 1,875,439 2,813,159

Otros activos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Depósitos en garantía 601,434 5 597,432 11 10,636 0 0 2,528 2,630 644,258 0 0 644,258 610,698

Impuesto sobre la renta diferido 0 17 0 0 0 0 609,248 0 609,248 165,598 509,985 774,846 509,985

Otros Activos 953,590 1,002,542 3,705,340 942 6,674 983,925 1,315,387 7,197,828 (2) 0 7,197,826 6,029,943

Inmuebles, maquinaria y equipo fuera de operación 4,895,061 5 4,898,687 11 1,009,518 0 0 1,117,534 1,071,993 7,058,722 0 0 7,058,722 6,980,198

Total otros activos 8,326,651 9,312,758 4,728,932 942 6,674 8,289,556 5,237,897 22,967,047 165,596 509,985 23,132,643 19,796,246

Activo circulante

Inversiones Transitorias 5,000 5,320 13,020 0 0 5,250,924 1,593,044 5,265,924 0 0 5,265,924 1,611,384

Cuentas por Cobrar por Servicios Prestados 0 11,841 18,485,215 0 0 0 253,472 20,596,845 0 0 20,596,845 18,750,528

Cuentas por Cobrar No Comerciales 4,196,023 4,145,526 2,924,562 0 0 3,579,951 1,645,765 10,660,266 0 0 10,660,266 8,715,853

Estimación para Incobrables 0 0 (1,642,523) 0 0 0 0 (1,920,808) (357,571) 0 (2,278,379) (1,642,523)

Efectos a Cobrar 1,004,980 1,047,525 17,097 0 0 7,545 7,695 1,054,462 0 0 1,054,462 1,072,317

Inventarios Operación 1,459,905 1,523,511 592,535 543,736 390,823 2,736,861 1,880,530 5,375,805 0 0 5,375,805 4,387,399

Estimación para Valuación de Existencias en Almacenes 0 0 0 0 0 (74,997) (39,818) (74,997) 0 0 (74,997) (39,818)

Materiales y accesorios 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Materiales en tránsito 0 0 0 0 0 580,653 2,614,237 580,653 0 0 580,653 2,614,237

Centros de servicios 157,609 52,423 42,370 64,910 60,000 0 0 248,992 0 0 248,992 154,793

Gastos prepagados 19,522 15,280 199,440 0 0 43,003 33,707 3,436,969 0 0 3,436,969 248,427

Funcionarios 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

Varios 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

Consumidores 0 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Menos, estimación para incobrables consumidores 0 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Gobierno 0 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Menos, estimación para incobrables gobierno 0 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Servicio eléctrico 0 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Otros servicios 0 4 0 12 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

Funcionarios 0 4 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Daños a instalaciones eléctricas 0 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Menos, estimación para incobrables 0 0 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Otros 0 4 0 12 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

Fondos con finalidad específica 0 0 0 0 0 5,649,387 15,967,768 5,649,387 0 0 5,649,387 15,967,768

Inversiones a corto plazo 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

Total activo circulante 6,843,039 6,801,426 20,631,716 608,646 450,823 17,773,327 23,956,400 50,873,498 0 0 50,515,927 51,840,365

Total activo ¢ 168,555,947 142,770,873 201,050,977 14,776,369 12,810,888 55,926,526 57,957,184 456,820,684 2,882,649 509,985 459,905,206 415,099,907

…viene

Generación

Distribución y

comercialización Alumbrado público Administrativos Acumulado


Balance de situación por segmentos

por unidades estratégicas

31 de diciembre de


-102-

0 Anexo 92 de 3

Total 2011

Asientos de

ajuste 2011

Asientos de

ajuste 20102011 Notas 2010 Notas 2010 2011 Notas 2010 2011 Notas 2010 2011 2010

Pasivo y patrimonio

Pasivo fijo

Obligaciones por Pagar General ¢ 11,934,547 17 13,794,146 17 17,901,797 0 17 0 7,256,621 1,036,181 35,774,701 0 0 35,774,701 32,732,124

Títulos Valores 15,000,000 0 0 0 0 14,996,392 14,996,392 29,996,392 0 0 29,996,392 14,996,392

Depósitos de consumidores 0 0 7,992,123 0 0 0 0 8,778,172 0 0 8,778,172 7,992,123

Impuesto sobre la Renta Diferido 0 0 0 0 0 1,387,693 0 1,387,693 14,578 0 1,402,271 0

Prestaciones legales 2,307,660 2,044,765 7,267,213 0 0 5,083,091 4,504,015 15,592,302 0 0 15,592,302 13,815,993

Total pasivo a largo plazo 29,242,207 15,838,911 33,161,133 0 0 28,723,797 20,536,588 91,529,260 14,578 0 91,543,838 69,536,632

Pasivo a corto plazo

Obligaciones por pagar, general 1,865,988 17 2,421,924 17 6,633,488 0 135,000 518,330 518,090 3,710,220 0 0 3,710,220 9,708,502

Prestaciones legales 148,000 13 148,000 13 526,000 0 0 326,000 13 326,000 1,000,000 0 0 1,000,000 1,000,000

Servicios entre ICE y CNFL 2,073 7 1,964 15 18,865,471 0 0 1,120,144 1,193,615 26,696,811 2,717,054 0 29,413,865 20,061,050

Cuentas por pagar 122,232 7 112,665 15 420,113 0 0 2,346,889 2,110,294 3,207,800 0 0 3,207,800 2,643,072

Dividendos accionistas 0 0 0 0 0 5,405 5,529 5,405 0 0 5,405 5,529

Gastos no Financ Acumul por Pagar 0 0 6,543 0 0 552,846 527,780 560,160 0 0 560,160 534,323

Intereses acumulados 130,562 13 179,604 13 463,099 0 13 7,618 7,302 34,524 403,528 0 0 403,528 684,845

Depósitos de terceros 0 0 1,653,261 0 0 2,399,988 1,539,444 4,015,094 0 0 4,015,094 3,192,705

Provisión para Obligaciones Patronales 1,224,528 1,151,639 4,099,289 0 0 2,814,398 2,648,574 8,397,424 0 0 8,397,424 7,899,502

Provisión para litigios 0 0 0 0 0 0 0 0 194,423 0 194,423 0

Fondo de ahorro y préstamo 0 0 0 0 0 1,048,759 600,165 1,048,759 0 0 1,048,759 600,165

Gastos acumulados 0 0 0 0 0 0 1,430,101 0 0 0 0 1,430,101

Créditos diferidos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0

Total pasivo a corto plazo 3,493,383 4,015,796 32,667,264 0 142,618 11,140,061 10,934,116 49,045,201 2,911,477 0 51,956,678 47,759,794

Otros pasivos 0 0 0 0 0 0 0 0 (3) 0 (3) 0

Total pasivo 32,735,590 19,854,707 65,828,397 0 142,618 39,863,858 31,470,704 140,574,461 2,926,052 0 143,500,513 117,296,426

Patrimonio

Capital acciones comunes 16,124,947 16,124,947 42,639,178 2,210,760 2,210,760 2,392,848 2,342,845 63,367,733 0 0 63,367,733 63,317,730

Reserva legal 0 0 1,864,418 0 0 0 0 2,032,425 0 0 2,032,425 1,864,418

Reserva para desarrollo y superávit ganado 56,834,494 47,480,520 (2,655,347) 6,651,363 5,850,971 16,227,767 3,541,004 72,684,547 (1,093,950) 509,988 71,590,597 54,727,136

Superávit por revaluación de activos 62,860,914 59,310,698 79,967,681 4,799,180 4,606,540 11,606,223 11,417,996 161,403,052 1,252,420 0 162,655,472 155,302,915

Otros y aportes para el desarrollo 0 0 13,406,651 434,544 0 (13,483,647) 9,184,631 16,758,466 0 0 16,758,466 22,591,282

Total patrimonio 135,820,355 122,916,165 135,222,581 14,095,847 12,668,271 16,743,191 26,486,476 316,246,223 158,470 509,988 316,404,693 297,803,481

Total pasivo y patrimonio ¢ 168,555,945 142,770,872 201,050,978 14,095,847 12,810,889 56,607,049 57,957,180 456,820,684 3,084,522 509,988 459,905,206 415,099,907

Las notas son parte integrante de los estados financieros.

Generación

Distribución y

comercialización Alumbrado público Administrativos Acumulado


Balance de situación por segmentos

por unidades estratégicas

31 de diciembre de


-103-

Anexo 9

3 de 3

Total 2011 Total 2010

Asiento de

ajuste 2011

Asiento de

ajuste 2010

2011 2010 2011 2010 2011 2011 2010

Ventas de energia ¢ 0 0 248,188,251 250,068,126 8,214,580 256,402,831 257,499,289 0 0 256,402,831 257,499,289

Producción 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

Compras al ICE 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

Compras de Energía 0 0 178,718,491 180,322,081 4,706,043 183,424,534 184,969,096 0 0 183,424,534 184,969,096

Sistemas de Generación 13,441,016 14,035,323 0 0 0 13,441,016 14,035,323 (1) 0 13,441,015 14,035,323

Sistemas de Distribución 0 0 16,362,486 15,771,648 2,401,384 18,763,870 17,970,348 551,994 0 19,315,864 17,970,348

Uso racional de la energia 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

Total costos produccion y compras de energia 13,441,016 14,035,323 195,080,978 196,093,729 7,107,427 215,629,420 216,974,767 0 0 216,181,413 216,974,767

Traslados de costos de produccion (13,441,016) (14,035,323) 13,441,016 14,035,323 0 0 0 0 0 0 0

Utilidad bruta 0 0 39,666,257 39,939,074 1,107,153 40,773,410 40,524,522 0 0 40,221,417 40,524,5220 0 0 0

Otros ingresos de operación 0 0 6,263,803 5,777,371 10,225 6,277,221 5,839,392 0 0 6,277,221 5,839,392

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

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

Utilidad bruta mas otros ingresos de operación 0 0 45,930,060 45,716,445 1,117,378 47,050,631 46,363,914 0 0 46,498,638 46,363,914

Incobrables 0 0 243,819 0 0 243,819 0 0 0 243,819 0

Comercializacion 0 0 19,248,412 16,879,083 0 19,248,412 16,879,083 0 0 19,248,412 16,879,083

Gastos administrativos 3,384,429 2,885,105 8,026,320 7,367,024 543,116 11,953,864 10,733,995 1 0 11,953,865 10,733,995

Impuestos 0 0 481,449 292,458 12,481 493,939 299,007 0 0 493,939 299,007

Depreciacion 3,276,203 3,133,326 9,153,714 8,522,003 670,353 15,101,048 14,318,720 (559,444) 0 14,541,604 14,318,720

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

Total costos de operación, depreciacion e impuestos 6,660,631 6,018,431 37,153,713 33,060,568 1,225,950 47,041,081 42,230,805 (559,443) 0 46,481,638 42,230,805

Traslados de costos de operación, depreciacion e imp. (6,660,631) (6,018,431) 6,660,631 6,018,431 0 0 0 0 0 0 0

Utilidad (perdida) de operación antes de gastos finan. 0 0 2,115,716 6,637,446 (108,572) 9,550 4,133,109 559,443 0 17,000 4,133,109

Otros ingresos

Ingresos Fuera de Operación 2,493,698 443,851 3,238,812 2,436,383 0 6,645,104 4,466,842 (1) 0 6,645,103 4,466,842

Ingresos por Diferencias Cambiarias 650,407 3,128,485 829,511 3,759,326 0 2,096,393 8,213,618 0 0 2,096,393 8,213,618

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

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

Total otros ingresos 3,144,105 3,572,336 4,068,323 6,195,709 0 8,741,497 16,813,569 0 0 8,741,496 16,813,569

Gastos por Intereses 562,865 650,258 546,109 676,514 0 1,482,730 2,033,914 0 0 1,482,730 2,033,914

Gastos financieros administrativos 0 0 0 0 0 0 0

Gastos por Diferencias Cambiarias 637,395 1,321,200 807,217 1,588,036 0 2,007,187 4,745,940 0 0 2,007,187 4,745,940

Gastos Varios 1,491,208 66,453 293,179 246,207 0 2,013,791 849,081 (1) 0 2,013,790 849,081

Traslado otros ingresos y gastos financieros (452,638) (1,534,425) 452,638 1,534,425 0 0 0 0 0 0 0

Utilidad de operación incluyendo gastos financieros 0 0 4,990,171 11,856,823 (108,572) 3,247,338 9,184,634 559,443 0 3,254,788 9,184,634

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

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

Utilidad o (perdida) neta 0 0 4,990,171 11,856,823 (108,572) 3,351,816 9,184,634 725,041 0 3,524,864 9,184,634

Gasto impuesto sobre la renta diferido 0 0 0 0 0 0 0 0 (52,487) 0 (52,487)

Gasto impuesto sobre la renta 0 0 0 0 0 0 0 0 0Saldo del estado de resultados ajustado ¢ 0 0 4,990,171 11,856,823 (108,572) 3,351,816 9,184,634 725,041 (52,487) 3,524,864 9,132,147

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

Distribucion y comercialización

Alumbrado

público Acumulado


Generación

-104-

Anexo 10

1 de 3


(cifras en miles de colones)

# 1

Código contable Descripción Debe Haber

38 Utilidades no distribuidas ¢ 5,216

1607 Activo diferido impuesto sobre la renta 5,216

Para conciliar utilidades acumuladas del 2010

Impuestos diferidos, no aplicados por la administración.

# 2


5440 Gasto por provision para litigios 194,423

2250 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.

#3



4040 Otros ingresos por impuesto diferido sobre la renta 58,327

Para registrar el gasto por impuesto diferido generado por

la provisión para litigios 2011.

#4


1182 Obras en proceso Proyecto Balsa Inferior 2,717,054

2625 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.

#5


5245 Gasto por provisión diferencia cuentas por cobrar 357,571

181530 Estimación incobrables de Cuentas por cobrar 357,571

Para registrar la diferencia que genera el sistema

SIPROCOM vrs el saldo según contabilidad de las cuentas

por cobrar comerciales, la cual esta en proceso de

conciliación.

#6



4040 Otros ingresos por impuesto diferido sobre la renta 107,271

Para registrar el gasto por impuesto diferido generado por

el ajuste a la estimación para incobrables.

Cédula resumen de reclasificaciones, ajustes y eliminaciones, al 31 diciembre 2011

-105-

Anexo 10

2 de 3



#7


5272 Gasto por depreciación costo original 534,682

5274 Gasto por depreciación revaluación del costo 117,583

1154 Depreciación acumulada del costo original 1,211,533

1152 Depreciación acumulada del costo revaluado 176

5274 Gasto por depreciación revaluación del costo 1,211,533

5272 Gasto por depreciación costo original 176

1152 Depreciación acumulada del costo revaluado 534,682

1154 Depreciación acumulada del costo original 117,583

Para ajustar la depreciación del año 2011 de acuerdo con el nuevo

calculo aritmético

#8


38 Superavit ganado 1,093,950

341005 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.

#9


3410 Superavit por revaluación 14,578

241002 Pasivo por impuesto de renta diferido 14,578

Para ajustar el pasivo de impuesto de renta diferido por ajuste contable

aplicado en el calculo aritmético de la depreciación por revaluación.

#10


38 Superavit ganado 8,236

3610 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

-106-

Anexo 10

3 de 3



# 1


1607 Activo diferido impuesto sobre la renta ¢ 5,216

38 Utilidades no distribuidas 5,216

Para conciliar utilidades acumuladas del 2010

Impuestos diferidos, presenta insuficiencia

# 2


Gastos impuesto diferido 52,487


Rregistra impuesto diferido 2010, efecto por

disminución de estimaciones

# 3


1607 Activo diferido impuesto sobre la renta ¢ 557,256

38 Utilidades no distribuidas 557,256

Saldo de impuesto al 2009 eliminado por administración

# 4


25 Pasivo diferido impuesto sobre la renta ¢ 5,165,733

341005 Superávit por revaluación de activos productivos 5,165,733

Asiento para registrar la eliminación del asiento del

pasivo por impuesto diferido, que la CNFL

no había registrado al 31 12 2009

Cédula resumen de reclasificaciones, ajustes y eliminaciones, de 2010

- 107 -

Anexo 11

1 de 2

2011 2010

Actividades de operación

Entradas de efectivo

Pagos recibidos de clientes por servicios eléct ricos ¢ 270,394,658 273,457,222

Otras cuentas por cobrar (Gob, ICE, func. etc) 22,869,749 20,830,058

Otros ingresos 3,079,817 916,151

Total entradas de e fe cti vo 296,344,225 295,203,431

Salidas de e fe cti vo

Efectos por cobrar 951,244 854,386

Instituto Costarricense de Elect ricidad 194,155 228,077

Compras de materiales (2,868,194) (4,341,176)

Seguros y trabajos en proceso (1,658,768) (1,459,859)

Trabajos y servicios en proceso (4,858,218) (4,190,147)

Pagos de cesantía (2,573,821) (2,371,623)

Estimaciones varias 0 0

Pagos de energía y servicios al ICE (194,423,512) (197,256,157)

Pagos por dividendos (125) (561,126)

Pagos a proveedores (21,273,755) (23,673,286)

Depósitos de t erceros (30,230,097) (1,779,508)

Salarios (4,551,666) (30,159,636)

Impuestos y cánones (493,159) (294,724)

Cargas sociales y patronales (7,759,797) (7,015,294)

Provisiones para cargas sociales (7,080,535) (6,760,456)

Gastos de operación (4,601,899) (4,380,635)

Gastos financieros 66,980 (166,063)

Gastos fuera operación (170,547) (203,506)

Total salidas de e fe cti vo (281,331,713) (283,530,733)

Flujo neto en acti vidade s de operación 15,012,512 11,672,698


Flujo de e fe cti vo

Comparat ivo

Método Directo


- 108 -

Anexo 11

2 de 2

2011 2010

Flujos de e fe cti vo por acti vidade s de inversión

Entradas de efectivo

Inversiones a corto plazo 2,526,750

Superávit donado - 3,252

Total entradas de e fe cti vo 2,526,750 3,252

Adiciones a capital fijo año corriente (25,288,984) (15,257,137)

Inversiones largo plazo (2,728,021) (2,300,016)

Inversiones a corto plazo (2,526,750)

Efectos a cobrar (4,897) (2,344)

Garantías y otros act ivos (1,729,756) (550,289)

Total sal idas de e fe cti vo (32,278,407) (18,109,786)

Flujo neto en acti vidade s de inversión (29,751,657) (18,106,534)

Flujos de e fe cti vo en acti vidade s finan cieras

Depósitos de t erceros 115,902 190,934

Obligaciones por pagar 11,999,699 14,346,115

Intereses (4,040,300) (2,936,709)

Flujos de e fe cti vo en acti vidade s finan cieras 8,075,301 11,600,340

Flujo neto de l mes (6,663,845) 5,166,504

Incremento neto de efectivo y demás equivalentes (6,663,841) 5,166,504

Efect ivo y quivalentes al efectivo al inicio del período 17,579,152 12,412,648

Efe cti vo y quival ente s al e fe cti vo al final de l período ¢ 10,915,311 17,579,152

Flujo de e fe cti vo

Comparat ivo

Método Directo



-109-

Anexo 12

1 de 4

Descripción

Número de

asientoNúmero de

asiento

Administración Debe Haber Debe Haber AuditadoActivoActivo fijoInmuebles, maquinaria y equipo, neto (anexos 1, 2, 6) ¢ 382,980,138 0 0 4, 7 3,928,763 652,265 386,256,636Efectos por cobrar a largo plazo 1,883,051 0 0 5 0 0 1,883,051Otros activos 15,149,802 0 0 0 0 15,149,802Inversiones a largo plazo 5,573,939 0 0 0 0 5,573,939Impuesto sobre la renta diferido 609,248 0 0 1,3, 6 170,814 5,216 774,846Total activo fijo 406,196,178 0 0 4,099,577 657,481 409,638,274

Activo circulanteEfectivo y equivalentes de efectivo 10,915,311 0 0 0 0 10,915,311Efectos por cobrar 1,054,461 0 0 0 0 1,054,461Cuentas por cobrar, neto 29,336,302 0 0 5 0 357,571 28,978,731Inventarios, neto 5,881,461 0 0 0 0 5,881,461Gastos pagados por anticipado 3,436,968 0 0 0 0 3,436,968Total 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 patrimonioPasivo fijoDeuda a largo plazo, menos porción circulante 65,771,095 0 0 0 0 65,771,095Depósitos en garantía recibidos por servicios 8,778,172 0 0 0 0 8,778,172Provisión para el pago de beneficios sociales al personal 15,592,301 0 0 0 0 15,592,301Provisión para litigios 0 0 0 2 0 194,423 194,423Impuesto sobre la renta diferido 1,387,693 0 0 9 0 14,578 1,402,271Total pasivo fijo 91,529,261 0 0 0 209,001 91,738,262


Porción circulante de la deuda a largo plazo 3,710,220 0 0 0 0 3,710,220Cuentas 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 10,361,110Total 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

PatrimonioCapital acciones, 63,317,730 acciones comunes suscritas y pagadas, con valor nominal de ¢1.00 cada una 63,317,730 0 0 0 0 63,317,730Acciones comunes en circulación 63,317,730 0 0 0 0 63,317,730

Reserva legal 2,032,425 0 0 0 8,236 2,040,661Reserva para desarrollo de proyectos 71,527 0 0 0 0 71,527Utilidades no distribuidas 72,663,025 0 0 1 1,107,402 5,216 71,560,839

Utilidad del periodo 3,351,816 1,204,259 1,377,307 3,524,864Superávit por revaluación de activos productivos 174,809,699 0 0 8, 9 14,578 1,093,950 175,889,071Total patrimonio 316,246,222 0 0 1,107,402 2,484,709 316,404,692

Total 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

0

Reclasificaciones

Monto Monto


Estado de posición financiera



Ajustes

-110-

Anexo 12

2 de 4

Descripción

Número de

asientoNúmero de

asiento

Administración Debe Haber Debe Haber Auditado

Ingresos de operaciónVentas de energíaResidencial ¢ 89,332,264 0 0 0 0 89,332,264Comercial 119,071,362 0 0 0 0 119,071,362Industrial 37,699,713 0 0 0 0 37,699,713Alumbrado público 8,206,481 0 0 0 0 8,206,481Total ventas de energía eléctrica 254,309,820 0 0 0 0 254,309,820Otros ingresos de operación 8,370,231 0 0 0 0 8,370,231Total 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 0 183,424,534Generación hidráulica 9,218,425 0 0 0 0 9,218,425Planes ambientales y proyectos de generación 4,222,590 0 0 0 0 4,222,590Distribución y transmisión 13,687,092 0 0 2, 5 551,994 0 14,239,086Alumbrado público 2,401,384 0 0 0 0 2,401,384Programa uso racional 2,675,394 0 0 0 0 2,675,394Total 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 19,492,231Generales y administrativos (anexo 4) 11,953,864 0 0 0 0 11,953,864Impuestos 493,939 0 0 0 0 493,939Depreciación (anexo 3) 15,101,048 0 0 7 652,265 1,211,709 14,541,604Total 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 8,741,496Gastos 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 0 165,598 270,076Gasto impuesto sobre la renta 0 0 0

Utilidad neta del período ¢ 3,351,816 0 0 1,204,259 1,377,307 3,524,864

Reclasificaciones Ajustes

Monto Monto



Estados de ingresos y gastos

Períodos de un año terminados el 31 de diciembre de 2011

-111-

Anexo 12

3 de 4

Descripción Número de

asientoNúmero de

asiento

Administración Debe Haber Debe Haber AuditadoActivoActivo fijoInmuebles, maquinaria y equipo, neto (anexos 1, 2, 6) ¢ 343,463,296 0 0 0 0 343,463,296Efectos por cobrar a largo plazo 2,819,504 0 0 0 0 2,819,504Otros activos 13,775,632 0 0 0 0 13,775,632Inversiones a largo plazo 2,845,918 0 0 0 0 2,845,918Impuesto sobre la renta diferido 0 1 y 2 0 0 562,472 52,487 509,985Total activo fijo 362,904,350 0 0 562,472 52,487 363,414,335

Activo circulanteEfectivo y equivalentes de efectivo 17,579,152 0 0 0 0 17,579,152Efectos por cobrar 1,072,317 0 0 0 0 1,072,317Cuentas por cobrar, neto 25,823,859 0 0 0 0 25,823,859Inventarios, neto 6,961,817 0 0 0 0 6,961,817Gastos pagados por anticipado 248,427 0 0 0 0 248,427Total activo circulante 51,685,572 0 0 0 0 51,685,572Total activo 414,589,922 0 0 562,472 52,487 415,099,907

Pasivo y patrimonioPasivo fijoDeuda a largo plazo, menos porción circulante 47,728,516 0 0 0 0 47,728,516Depósitos en garantía recibidos por servicios 7,992,123 0 0 0 0 7,992,123Provisión para el pago de beneficios sociales al personal 13,815,993 0 0 0 0 13,815,993Impuesto sobre la renta diferido 1,430,101 7-2 y 3 0 0 5,165,733 5,165,733 1,430,101Total pasivo fijo 70,966,733 0 0 5,165,733 5,165,733 70,966,733


Porción circulante de la deuda a largo plazo 9,708,502 0 0 0 0 9,708,502Cuentas por pagar 26,502,521 0 0 0 0 26,502,521

Gastos acumulados y otras cuentas por pagar 10,118,671 0 0 0 0 10,118,671Provisiones de siniestros y seguros 0 0 0 0 0 0

Provisiones de siniestros y seguros 0 0 0 0 0 0Total pasivo a corto plazo 46,329,694 0 0 0 0 46,329,694

Total pasivo 117,296,427 0 0 5,165,733 5,165,733 117,296,427

PatrimonioCapital acciones, 63,317,730 acciones comunes suscritas y pagadas, con valor nominal de ¢1.00 cada una 63,317,730 0 0 0 0 63,317,730Acciones comunes en circulación 63,317,730 0 0 0 0 63,317,730

Reserva legal 1,864,418 0 0 1,864,418Reserva para desarrollo de proyectos 71,527 0 0 71,527Utilidades no distribuidas 63,330,252 1 y 2 0 0 52,487 562,472 63,840,237

Superávit por revaluación de activos productivos 168,709,568 1 y 2 0 0 5,165,733 5,165,733 168,709,568Aportes para desarrollo 0 0 0 0 0 0Total patrimonio 297,293,495 0 0 5,218,220 5,728,205 297,803,480

Total pasivo y patrimonio ¢ 414,589,922 0 0 10,383,953 10,893,938 415,099,907

Cuentas de orden ¢ 0 0 0 0 0 0

Reclasificaciones Ajustes

Monto Monto


Estado de posición financiera



-112-

Anexo 12

4 de 4

Descripción Número de

asientoNúmero de

asiento

Administración Debe Haber Debe Haber Auditado

Ingresos de operaciónVentas de energíaResidencial ¢ 89,364,613 0 0 0 0 89,364,613Comercial 118,834,114 0 0 0 0 118,834,114Industrial 41,219,611 0 0 0 0 41,219,611Alumbrado público 7,477,729 0 0 0 0 7,477,729Total ventas de energía eléctrica 256,896,067 0 0 0 0 256,896,067Otros ingresos de operación 6,442,614 0 0 0 0 6,442,614Total ingresos 263,338,681 0 0 0 0 263,338,681

Gastos de operación (anexo 3)Compras de energía eléctrica 184,969,096 0 0 0 0 184,969,096Generación hidráulica 9,623,273 0 0 0 0 9,623,273Planes ambientales y proyectos de generación 4,412,050 0 0 0 0 4,412,050Distribución y transmisión 13,550,766 0 0 0 0 13,550,766Alumbrado público 2,198,700 0 0 0 0 2,198,700Programa uso racional 2,220,883 0 0 0 0 2,220,883Total gastos de operación 216,974,768 0 0 0 0 216,974,768

Utilidad de operación 46,363,913 0 0 0 0 46,363,913

Gastos consumidores 16,879,083 0 0 0 0 16,879,083Generales y administrativos (anexo 4) 10,733,994 0 0 0 0 10,733,994Impuestos 299,007 0 0 0 0 299,007Depreciación (anexo 3) 14,318,722 0 0 0 0 14,318,722Total gastos de personal y administrativos 42,230,806 0 0 0 0 42,230,806

Utilidad neta 4,133,107 0 0 4,133,107

Otros gastos (ingresos) (anexo 13)Otros ingresos (anexo 5) 4,466,842 0 0 0 0 4,466,842Gastos por intereses y diferencias de cambio (anexo 5) 3,467,678 0 0 0 0 3,467,678Otros gastos (anexo 5) (2,882,996) 0 0 0 0 -2,882,996Total otros gastos e ingresos, netos 5,051,524 0 0 0 0 5,051,524

Utilidad neta antes del impuesto de renta 9,184,631 0 0 0 0 9,184,631

Ingreso impuesto sobre la renta diferido, neto 0 0 0 0 0 0Gasto impuesto sobre la renta 0 0 52,487Utilidad neta del período ¢ 9,184,631 0 0 0 0 9,132,144

Ajustes


Monto Monto

Períodos de un año terminados el 31 de diciembre de 2010(en miles de colones)

Estados de ingresos y gastos

Reclasificaciones

compañía nacional de fuerza y luz, s.a. estados ... · estado de cambios en el patrimonio c 5 ......

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