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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
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Estados financieros y
opinión de los auditores
31 de diciembre de 2011 y 2010
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Índice de contenido
Cuadro
Informe del contador público independiente
Estado de situación financiera
Estado de ingresos y gastos
Estado de cambios en el patrimonio
Estado de otros ingresos integrales
Estado de flujos de efectivo
Página
1
A
B
C
D
E
3
4
5
6
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
-8-
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
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).
-9-
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.
- 10 -
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.
- 11 -
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.
- 12 -
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.
Activo
Edificios
Plantas generación hidroeléctrica
Sistema de distribución
Subestaciones
Conexiones de servicios
Sistema de alumbrado público
Vehículos
Equipo general
Equipo de oficina
Mobiliario general
Equipo de medición
Equipo de comunicación
Equipo de cómputo
Factor
depreciación anual
2
2.50
3.33
3.33
3.33
3.33
10.00
10.00
10.00
10.00
20.00
10.00
20.00
Años
50
40
30
30
30
30
10
10
10
10
5
10
5
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:
Generación
Distribución y comercialización
Alumbrado público
No asignable
Total
¢
¢
2011
3,390,777
8,602,643
596,874
1,951,310
14,541,604
2010
3,133,326
8,522,003
613,250
2,050,141
14,318,720
- 13 -
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.
- 14 -
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.
b.
c.
d.
e.
f.
g.
h.
i.
j.
k.
Conexiones
Hidráulica
Distribución
Transformación
Subestaciones
Sistema de comunicación
Alumbrado público
Terrenos
Mejoras a terrenos
Edificios
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.
- 15 -
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.
- 16 -
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.
- 17 -
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.
- 18 -
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)
(b)
el costo de servicio del periodo corriente;
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:
- 19 -
(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.
- 20 -
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…”
- 21 -
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:
2011
2010
(en miles de colones)
Proyecto en construcción
Proyecto Hidroeléctrico Balsa Inferior (1)
Total
¢
¢
2,818,634
2,818,634
411,825
411,825
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.
- 23 -
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.
- 25 -
Nota 3
Inmuebles, maquinaria y equipo
Los inmuebles, maquinaria, equipo y obras en construcción al 31 de diciembre de 2011 y 2010 se detallan como sigue:
Detalle de inmuebles, maquinaria y equipo
(en miles de colones)
Plantas
hidroeléctricas
Costo
Saldos al 31 de diciembre de 2009 (A)
Adiciones
Retiros
Ajustes y traspasos
Saldos al 31 de diciembre de 2010 (A)
Adiciones
Retiros
Ajustes y traspasos
Saldos al 31 de diciembre de 2011 (A)
¢
¢
Plantas
hidroeléctricas
Revaluación
Saldos al 31 de diciembre de 2009 (B)
Revaluación anual
Retiros
Ajustes y traspasos
Saldos al 31 de diciembre de 2010 (B)
Revaluación anual
Retiros
Ajustes y traspasos
Saldos al 31 de diciembre de 2011 (B)
Total al 31 de diciembre de 2011 (A+B)
(1) Ver anexo 2.
49,499,052
1,264,213
(193,265)
(1,083,819)
49,486,181
244,305
0
0
49,730,486
¢
¢
69,169,904
2,113,313
(3,116,706)
(6,864,246)
61,302,265
5,460,430
0
0
66,762,695
116,493,181
Red de
distribución
104,429,355
8,299,380
(494,486)
0
112,234,249
13,547,011
(491,766)
0
125,289,494
Red de
distribución
151,544,995
6,623,808
(1,240,194)
0
156,928,609
12,645,643
(1,625,612)
0
167,948,640
293,238,134
Alumbrado
público
7,793,301
714,481
(64,397)
0
8,443,385
1,288,402
(186,931)
0
9,544,856
Alumbrado
público
10,021,903
477,615
(155,110)
0
10,344,408
914,838
(245,134)
0
11,014,112
20,558,968
Otras
propiedades
36,064,352
6,107,101
(573,172)
(270,925)
41,327,356
5,898,543
(921,305)
259
46,304,853
Otras
propiedades
40,662,903
3,856,023
(1,096,054)
175,412
43,598,284
2,702,506
(503,169)
37,071
45,834,692
92,139,545
Obras en
construcción (1)
8,183,242
23,880,118
0
(11,358,844)
20,704,516
35,013,796
(17,107,722)
2,717,054
41,327,644
Obras
en construcción (1)
0
0
0
0
0
0
0
0
0
41,327,644
Adelanto de
obras
312,240
0
0
(312,240)
0
3,086,340
0
0
3,086,340
Adelanto de
obras
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3,086,340
Total
206,281,542
40,265,293
(1,325,320)
(13,025,827)
232,195,688
59,078,397
(18,707,724)
2,717,313
275,283,674
Total
271,399,705
13,070,759
(5,608,064)
(6,688,834)
272,173,566
21,723,417
(2,373,915)
37,071
291,560,139
566,843,812
Sigue…
- 26 -
…..viene
Detalle de inmuebles, maquinaria y equipo
Plantas
hidroeléctricas
Depreciación costo
Saldos al 31 de diciembre de 2009
Depreciación
Depreciación Centros de Servicio
Ajustes
Retiros
Saldos al 31 de diciembre de 2010 (A)
Depreciación
Depreciación Centros de Servicio
Ajustes
Retiros
Saldos al 31 de diciembre de 2011 (A)
¢
¢
Saldos al 31 de diciembre de 2009
Depreciación
Depreciación centros de servicio
Revaluación anual
Ajuste
Retiros
Saldos al 31 de diciembre de 2010 (B)
Depreciación
Depreciación centros de servicio
Revaluación anual
Ajuste
Retiros
Saldos al 31 de diciembre de 2011 (B)
Saldos 31 de diciembre de 2011 (A+B)
Saldo neto:
Al 31 de diciembre de 2010
Al 31 de diciembre de 2011
¢
¢
¢
Alumbrado
público
5,675,774
1,242,388
0
(84,314)
(36,299)
6,797,549
1,293,388
0
17,495,119
3,408,341
0
0
(116,592)
20,786,868
4,162,044
0
1,121,626
265,120
0
0
(62,251)
1,324,495
319,209
0
0
8,090,937
(150,490)
24,798,422
(180,702)
1,463,002
Planta
hidroeléctrica
Depreciación revaluación
Red de
distribución
Red de
distribución
Alumbrado
público
23,137,713
1,696,318
0
450,476
(4,710,660)
(2,453,441)
18,120,406
1,730,492
0
1,228,132
76,698,235
5,226,000
0
2,543,020
0
(852,593)
83,614,662
4,558,745
0
4,934,019
5,575,354
348,130
0
179,774
0
(149,941)
5,953,317
276,023
0
354,880
0
21,079,030
(1,188,539)
91,918,887
Otras
propiedades
9,639,754
1,467,024
816,365
(14,846)
(356,766)
11,551,531
1,599,811
968,081
1,566
(772,933)
13,348,056
Otras
propiedades
Obras en
construcción (1)
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Obras en
construcción (1)
Adelanto de
obras
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Adelanto de
obras
Total
33,932,273
6,382,873
816,365
(99,160)
(571,908)
40,460,443
7,374,452
968,081
1,566
(1,104,125)
47,700,417
Total
(236,963)
6,347,257
12,401,537
654,576
248,301
778,236
(607,874)
(717,646)
12,757,130
456,311
283,884
474,249
36,204
(466,192)
13,541,586
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
117,812,839
7,925,024
248,301
3,951,506
(5,318,534)
(4,173,621)
120,445,515
7,021,571
283,884
6,991,280
36,204
(1,891,694)
132,886,760
29,169,966
116,717,309
7,810,259
26,889,642
0
0
180,587,177
85,870,491
87,323,215
164,761,328
176,520,825
11,509,981
12,748,709
60,616,979
65,249,903
20,704,516
41,327,644
0
3,086,340
343,463,296
386,256,636
- 27 -
Nota 4
Efectos por cobrar
Los efectos por cobrar al 31 de diciembre se detallan como sigue:
2011
Corto plazo
Planta térmica Moin III,
finiquito (1)
Intereses
Funcionarios
Convenios de pago
En trámite judicial
Estimación incobrables
Total
¢
¢
937,720
66,672
3,967
39,850
23,863
(17,611)
1,054,461
2010
(en miles de colones)
Largo plazo
Corto plazo
1,875,439
0
7,612
0
0
0
1,883,051
937,720
109,151
4,427
14,768
23,862
(17,611)
1,072,317
Largo plazo
2,813,159
0
6,345
0
0
0
2,819,504
(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:
Inmuebles, maquinaria y equipo fuera de operación (1) ¢
Menos: Depreciación acumulada
Neto, Maquinaria y equipo fuera de operación
Garantías de cumplimiento ambiental
Absorción costos de compra y desarrollo(2)
Software en proceso de desarrollo (3)
Costos proyectos de generación (4)
Servidumbres
Centros de servicio
Fondo de ahorro y préstamos
Otros
¢
Total
2011
2010
(en miles de colones)
13,014,900
12,575,479
(5,956,178)
(5,595,281)
7,058,722
6,980,198
633,426
596,237
4,846,671
1,976,498
1,253,125
2,955,411
866,080
866,080
31,954
31,954
248,992
154,793
200,000
200,000
10,832
14,461
15,149,802
13,775,632
(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:
- 28 -
Mejoras Sistema Administración Órdenes Compra
Proyecto SIGEL
Sistema de Recursos Humanos
Portal Conservación de energía
Sistema Procesamiento Comercial (PROCOM) (1)
Total
(1)
¢
¢
2011
2010
(en miles de colones)
285,867
164,035
46,485
0
83,101
21,306
0
23,111
837,672
2,746,959
1,253,125
2,955,411
Las etapas del PROCOM se definieron de la siguiente forma:
Etapas de Desarrollo
Análisis y diseño
Fase I
Fase II
Fase III
Pruebas Finales Integrales
Post Implantación
Fecha Inicio
21/11/2008
26/06/2009
10/05/2011
03/10/2011
10/07/2012
07/09/2012
Fecha estimada
de finalización
25/06/2009
09/05/2011
30/09/2011
10/09/2012
10/09/2012
22/02/2013
Estado
Concluida
En proceso
Tarea Futura
Tarea Futura
Tarea Futura
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:
Empresa Propietaria de la Línea de Transmisión
Compañía de Ingeniería Energética, S.A. (INESA)
Eólico Valle Central, S.A. (1)
Total
¢
¢
2011
2010
(en miles de colones)
252,317
252,317
100
100
5,321,522
2,593,501
5,573,939
2,845,918
- 29 -
(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:
2011
2010
(en miles de colones)
Efectivo en cuentas bancarias
Bancos del Estado
Fondos de trabajo
Fondos con finalidad específica
Amortización deuda a largo plazo
Pago de servicios al ICE en colones
Inversiones en valores (2)
Platino Bonos (1)
Total
¢
¢
2,722,075
17,100
1,573,364
38,020
2,145,904
3,499,416
2,526750
4,067
10,915,311
2,935,303
2,804,230
0
10,228,235
17,579,152
(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:
ICE (nota 11)
Consumidores
Convenios, Servicios liquidados y otros
Gobierno de Costa Rica
Daños a instalaciones eléctricas
Retenciones impuesto sobre la renta 2%
Crédito fiscal impuesto sobre ventas
I.N.S. Indemnización planta Cote (nota 17 1­b) (1)
¢
2011
2010
(en miles de colones)
1,140,597
1,049,898
19,180,827
17,384,307
1,685,548
1,181,102
931,689
535,839
883,543
755,078
635,069
131,432
78,345
47,808
4,145,560
4,143,641
- 30 -
Ministerio de Hacienda retención impuesto
Crédito fiscal impuesto sobre las ventas
Convenios iluminación instituciones públicas
Otras
Subtotal
Estimación cuentas de cobro dudoso, consumidores
Estimación cuentas de cobro dudoso, gobierno
Estimación cuentas de cobro dudoso, daños
instalaciones
Total
(1)
Nota 9
¢
109,486
1,561,779
142,156
762,511
31,257,110
(1,379,866)
(15,000)
554,974
1,195,434
0
486,869
27,466,382
(873,179)
(15,000)
(883,513)
28,978,731
(754,344)
25,823,859
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$7,997,917 a la cuenta del
Juzgado Contencioso Administrativo, cantidad que está relacionada con la
demanda planteada al INS por parte de la Compañía y de la que se deriva la cuenta
por cobrar.
Inventarios
Al 31 de diciembre los inventarios se componen de:
En almacenes
En tránsito
Materiales asignados a proyectos (1)
Estimación para obsolescencia
Total
¢
¢
2011
2010
(en miles de colones)
9,872,018
8,899,068
580,653
2,614,237
10,452,671
11,513,305
(4,496,213)
(4,511,670)
(74,997)
(39,818)
5,881,461
6,961,817
(1) Inventarios de almacenes trasladados a proyectos en construcción (anexo 2), que se
inician en los periodos 2011 y 2010.
-31-
Nota 10 Deuda a largo plazo
Al 31 de diciembre de 2011 la deuda a largo plazo se detalla de la siguiente manera:
(en miles de colones)
Total autorizado
Dólares
Colones
Usado
6,000,000
0
0
0
14,996,392
15,000,000
6,000,000
14,996,392
15,000,000
6,000,000
29,996,392
35,996,392
25,628,277
25,628,277
0
0
25,628,277
25,628,277
26,500,000
9,500,000
0
0
0
0
0
29,996,392
Tasa de
interés
Saldo al
31/12/2010
Amortización
Ajustes por
diferencial
cambiario
Aumentos
Colones
Dólares
Porción
circulante
Largo
plazo
Bancos
Emisión Bonos Serie A - Años 2006 y 2008
Emisión Bonos Serie B - Año 2010
Emisión Bonos Serie B-2 Año 2011
Otros
Inst.Crédito Oficial España-Deutsche Bank
Deutsche Bank, Sociedad Anónima Española
Préstamo KFW 1
Préstamo KFW 2
BICSA Línea de Crédito
Totales
US$
15,000,000
0
102,256,554
108,256,554 ¢
Tasa pasiva+2,25%
11.45 % Anual
Tasa pasiva+3,27%
¢
6,000,000
14,996,392
0
(6,000,000)
0
0
0
0
0
0
0
15,000,000
0
14,996,392
15,000,000
0
0
0
0
0
0
0
14,996,392
15,000,000
20,996,392
(6,000,000)
0
15,000,000
29,996,392
0
0
29,996,392
0,70% anual
5,86% anual
13,260,345
5,966,743
0
(1,299,006)
6,140
(24,786)
0
0
13,266,485
4,642,951
25,595
8,957
1,325,901
0
11,940,584
4,642,951
26,500,000
9,500,000
5.11% anual
3.61% anual
10,983,509
4,675,763
(1,359,490)
(487,364)
(8,997)
(2,883)
0
0
9,615,022
4,185,516
18,550
8,075
1,373,575
492,414
8,241,447
3,693,102
15,000,000
0
102,256,554
138,252,946
6.25% anual
1,554,270
0
36,440,630
57,437,022
0
0
(3,145,860)
(9,145,860)
75,119
0
44,593
44,593
6,145,560
0
6,145,560
21,145,560
7,774,949
0
39,484,923
69,481,315
15,000
0
76,177
76,177
518,330
0
3,710,220
3,710,220
7,256,619
0
35,774,703
65,771,095
¢
-32-
Al 31 de diciembre de 2010 la deuda a largo plazo se detalla de la siguiente manera:
(en miles de colones)
Total autorizado
Dólares
Bancos
Banco Central de Costa Rica
US$
Colones
1,120,000 ¢
Usado
0
1,120,000
0
0
6,000,000
15,000,000
6,000,000
14,996,392
1,120,000
21,000,000
22,116,392
25,628,277
25,628,277
0
0
25,628,277
25,628,277
Préstamo KFW 1
Préstamo KFW 2
26,500,000
9,500,000
0
0
BICSA Línea de Crédito
3,000,000
0
90,256,554
91,376,554 ¢
0
0
0
21,000,000
Emisión Bonos Serie A - Años 2006 y 2008
Emisión Bonos Serie B - Año 2010
Emisión Bonos Serie B-2 Año 2011
Otros
Inst.Crédito Oficial España-Deutsche Bank
Deutsche Bank, Sociedad Anónima Española
Totales
US$
Tasa de
interés
Saldo al
31/12/2009
6,75% anual + 1,3125% anual ¢
Tasa pasiva+2,25%
11.45 % Anual
32,021
Amortización
(30,086)
Ajustes por
diferencial
cambiario
(1,935)
Aumentos
Colones
Dólares
Porción
circulante
Largo
plazo
0
0
0
0
0
0
14,996,392
6,000,000
14,996,392
0
0
6,000,000
0
0
14,996,392
(1,935) 14,996,392
20,996,392
0
6,000,000
14,996,392
13,260,344
5,966,742
25,594
11,517
0
1,325,287
13,260,344
4,641,455
6,000,000
0
6,032,021
(30,086)
0,70% anual
5,86% anual
14,635,289
8,048,853
0
(1,312,187)
(1,374,945)
(769,924)
26,500,000
9,500,000
5.11% anual
3.61% anual
13,637,669
5,432,195
(1,381,048)
(243,647)
(1,273,114)
(506,734)
0
(6,051)
10,983,507
4,675,763
21,200
9,025
1,372,939
492,186
9,610,568
4,183,577
3,000,000
0.00
90,256,554
112,372,946
6.25% anual
0
0
41,754,006
47,786,027
0
(2,936,882)
(2,966,968)
(82,770)
1,637,040
0
0
(4,007,487) 1,630,989
(4,009,422) 16,627,381
1,554,270
0
36,440,626
57,437,018
3,000
0
70,336
70,336
518,090
0
3,708,502
9,708,502
1,036,180
0
32,732,124
47,728,516
¢
0
0
0
- 33 -
Nota 11 Operaciones con el Instituto Costarricense de Electricidad
Los saldos y transacciones con el ICE se detallan así (en miles de colones):
2011
Activo
Efectos por cobrar, principal
Efectos por cobrar, intereses
Cuentas por cobrar
Depósitos en garantía por servicios teléfonicos
Materiales prestados
¢
Pasivo
Cuentas por pagar
Depósitos varios ICE
Ingresos
Venta de servicio eléctrico
Alquiler de postes
Alquiler de ductos
Planta térmica Moín III, finiquito
Alquiler terrenos subestación Uruca
Comisión venta tarjetas telefónicas
Comisión cobro recibos telefónicos
Servicios varios
Comisión recibos eléctricos
Gastos
Compra de energía
Servicios telefónicos
Gastos varios
Dividendos pagados
¢
2010
2,813,159
66,672
1,140,597
7,755
0
4,028,183
3,750,879
109,151
1,049,898
8,068
0
4,917,996
29,413,865
0
29,413,865
20,061,050
0
20,061,050
5,453,772
1,071,452
172,974
151,676
1,353
50
8,937
244,843
30
5,262,807
951,994
184,012
242,283
957
141
13,580
0
42
7,105,087
6,655,816
186,600,914
186,391
0
0
186,787,305
184,440,016
161,387
0
0
184,601,403
- 34 -
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
11 años
12 años
13 años
14 años
15 años
16 años
17 años
18 años
19 años
20 años
40%
45%
50%
55%
60%
65%
70%
75%
80%
90%
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
Ganancias actuariales no reconocidas
Acumulado contable
Composición acumulado contable
Prestaciones contables
Trasladado ASEFYL
Total
¢
¢
¢
¢
25,604,963
627, 385
26,232,348
21,526,766
1,576,308
23,103,074
19,169,468
6,736,714
25,906,182
14,815,993
8,287,081
23,103,074
El movimiento de la acumulación de los beneficios sociales al personal es el siguiente:
Acumulación al inicio del año
Gasto reconocido en el periodo
Disminuciones por liquidaciones
Total
¢
¢
2011
2010
(en miles de colones)
14,815,993
14,838,623
3,352,511
1,358,007
(2,576,203)
(2,380,637)
15,592,301
13,815,993
- 35 -
Las premisas actuariales utilizadas son:
2011
2010
(en miles de colones)
40 años
40 años
10.37%
9.89%
5.11
6.21%
0%
4.75%
10.35%
11.01%
Años asignados
Tasa de descuento
Aumentos salarial de ley
Ajuste salarial extraordinario (promedio)
Inflación proyectada
Nota 13
Cuentas por pagar
El detalle de las cuentas por pagar al 31 de diciembre se presenta a continuación:
ICE
(1)
Proveedores
Depósitos de terceros
Dividendo por pagar
Total
2011
2010
(en miles de colones)
29,413,865
20,061,050
3,207,799
2,643,072
5,063,853
3,792,870
5,405
5,529
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:
Intereses
Vacaciones
Salario escolar
Prestaciones legales
Beneficios sociales, retenciones y cuotas
patronales
Total
Nota 15
¢
¢
2011
403,529
2,719,835
4,163,736
1,000,000
2010
684,845
2,648,022
3,793,125
1,000,000
2,074,010
10,361,110
1,992,679
10,118,671
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:
- 36 -
Utilidad neta atribuida a los accionistas comunes
Promedio ponderado de acciones ordinarias:
Acciones ordinarias en circulación al inicio del año
Aumento de acciones en el año
Disminuciones de acciones en el año
Promedio ponderado de acciones ordinarias en
circulación al final del año
Utilidad por acción común en circulación
Nota 16
31 de diciembre
2011
2010
3,524,864
9,132,144
¢
¢
63,318
0
0
63,318
0
0
63,318
55,60
63,318
144,20
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:
Saldo al 31 de diciembre de 2009
Traslado al superávit ganado (1)
Revaluación de activos productivos en el 2011 (2)
Ajustes del periodo
Traslado al impuesto sobre la renta diferido pasivo
(30%)
Saldo al 31 de diciembre de 2010
¢
¢
Saldo al 31 de diciembre de 2010
¢
Traslado al superávit ganado (1)
Revaluación de activos productivos en el 2011 (2)
Ajustes del periodo
Traslado al impuesto sobre la renta diferido pasivo
(30%) Diferencia entre 1,430,101 menos 1,387,509
Saldo al 31 de diciembre de 2011
¢
(1)
Monto
149,526,946
(10,530,776)
12,571,114
5,165,733
(1,430,101)
155,302,916
155,302,916
(7,406,850)
15,124,883
(481,360)
(57,170)
162,482,419
Traslado del superávit por revaluación al superávit ganado, sin pasar por el
estado de resultados.
- 37 -
(2)
c-
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.
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.
- 38 -
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
Saldo inicial
(Amortización) incremento, neto
Traslado del pasivo
Ajuste períodos anteriores
Saldo final
¢
¢
2011
509,985
264,861
0
0
774,846
2010
557,256
(52,487)
0
5,216
509,985
2011
1,430,101
1,387,693
(1,415,523)
0
1,402,271
2010
5,165,733
1,430,101
(5,165,733)
0
1,430,101
B. Pasivos y patrimonio
Saldo inicial
(Amortización) incremento, neto
Ajuste períodos anteriores
Traslado al patrimonio
Saldo final
¢
¢
C. Total impuesto diferido neto
Saldo final activo diferido
Saldo final pasivo diferido
Total neto
Nota 18
¢
¢
2011
774,846
1,402,271
627,425
2010
509,985
1,430,101
920,116
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.
- 39 -
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:
Nota
Tasa
de interés
Banco Internacional de Costa Rica
Instituto de Crédito Oficial
del Reino de España
Deutsche Bank S.A.E
Emisión de bonos serie A años 2010
Emisión de bonos serie B año 2011
10
6,25%
10
10
10
10
0,70%
5,86%
11,45%
Tasa pasiva + 3,275
Kreditanstal Für Wiederaufbau
Total
10
5,11%
Nota
Tasa
de interés
2011
2010
Banco Internacional de Costa Rica
Inst. de Crédito Oficial
del Reino de España
Deutsche Bank S.A.E
Emisión de bonos serie A años
2006 y 2008
Emisión de bonos serie B año 2010
Kreditanstal Für Wiederaufbau
Total
9
6.25% anual
0.70% anual
5.86% anual
Tasa Pasiva + 2.25%
11,45% anual
1 y 2 Variable
Total
(en miles)
¢
De 0 a 12
meses
( en miles)
Más de
12 meses
(miles)
7,774,950
518,330
7,256,620
13,266,487
4,642,950
14,996,390
15,000,000
1,325,901
0
0
0
11,940,586
4,642,950
14,996,390
15,000,000
13,800,538
¢ 69,481,315
1,865,989
3,710,220
11,934,549
65,771,095
Total
(en miles)
De 0 a 12
meses
( en miles)
Más de
12 meses
¢
1,554,270
518,090
1,036,180
13,260,344
5,966,742
0
1,325,288
13,260,344
4,641,454
6,000,000
14,996,392
15,659,270
¢ 57,437,018
6,000,000
0
1,865,124
9,708,502
0
14,996,392
13,794,146
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.
- 40 -
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
Activos
Efectivo
Cuentas y documentos por cobrar
Garantía compromisos ambientales
Inversiones
Total activo
US$
Pasivos
Deuda a corto plazo
Deuda a largo plazo
Intereses acumulados por pagar
Total pasivo
Exceso de pasivos sobre activos
US$
2010
2,734
8,021
1,207
15,754
27,716
253
8,077
1,151
5,436
14,917
11,961
69,019
422
81,402
11,961
63,178
491
75,630
(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.
- 41 -
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
Venta
Utilidad operación
Otros ingresos
Otros gastos
Diferencias cambiarias
Diferencias cambiarias
Utilidad antes de impuesto
Impuesto diferido, neto
Utilidad,neta del periodo
Tipo de Cambio 5% menor
Ingresos por diferencias cambiarias
Gastos por diferencias cambiarias
Diferencias cambiario neto
Utilidad ajustada
Tipo de cambio 5% mayor
Ingresos por diferencias cambiarias
Gastos por diferencias cambiarias
Diferencia cambiario diciembre
Utilidad ajustada
507.85
518.09
505,35
518,33
¢
4,133,107
4,466,842
(2,882,996)
3,814,480
(346,802)
9,184,631
(52,487)
9,132,144
17,000
6,645,103
(3,496,521)
2,096,393
(2,007,187)
3,254,788
270,076
3,524,864
¢
2,204,300
(245,126)
1,959,174
11,143,804
2,271,657
(312,635)
1,959,022
5,310,839
¢
245,866
(3,794,366)
(3,548,500)
5,636,130
304,304
(1,945,647)
(1,641,343)
1,710,474
¢
- 42 -
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.
- 43 -
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.
- 44 -
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.
- 45 -
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.
- 46 -
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.
- 47 -
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:
- 48 -

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.
- 49 -
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.
- 50 -
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).
- 51 -
Nota 20
Cuentas de orden
(en miles)
Activos contingentes
Fondo de ahorro y préstamo
Litigios en colones y dólares (1)
Pedidos de mercancía en tránsito
Pedidos de materiales en tránsito locales
Depósitos de garantía de consumo eléctrico
Depósitos de garantía, alquiler postes
Garantías de participación
Garantías de cumplimiento, mano de obra contratada
Garantías de cobro del servicio eléctrico
Garantías de préstamo de materiales
Garantías de cumplimiento, proveeduría
Asociación Solidarista ( ASEFYL)
ICE Planta Cote
Depósito rendición garantías funcionarios
Total
Pasivos contingentes
Litigios en colones y dólares (2)
Convenio Soluciones Bello Hogar
Total
Total general
(1)
¢
¢
2011
24,832,172
1,156,114
771,313
420,390
59,008
66,500
673,388
87,379
710,957
208,355
9,592,286
9,639,830
7,371
208,250
48,433,313
2010
21,270,110
1,155,579
14,188
420,390
65,640
66,500
698,443
60,059
745,776
112,767
3,052,643
8,287,081
7,371
48,750
36,005,297
47,837,402
64,676
47,902,078
96,335,391
38,363,430
58,529
38,421,959
74,427,256
Litigios
1) Activos contingentes
a) Litigios en colones:
ARESEP
Municipalidad de Escazú
Zumbado Murillo Carlos
Subtotal
b) Litigios en dólares:
Instituto Nacional de Seguros
(US$2,228,870 (7 )
Total activos contingentes
2011
¢
¢
2010
395
172
277
844
395
172
277
844
1,155,270
1,156,114
1,154,735
1,155,579
- 52 -
2) Pasivos contingentes
Banco de San José
Construcciones Eléctricas Alajuelenses, S.A.
Fundación Consejo de la Tierra
Los Hermanos, S.A. y Mario Jinesta (1)
La Cinteta Mediterráneo (2)
Ortiz Mondragón César
Salazar Solís Magali (3)
Rufea, S.A. (4)
Comercial Lotar S.A. (8)
Wendy Vega Fonseca
Shaw Alpízar Lester
Barrantes Cantillo Luis
Ruíz Segura John P.
Subtotal
Litigios en dólares:
Consorcio Hydrocote, S.A. (US$3,000,000)
(5)
Industrial de la Confección (US$24.214)
Instalaciones INABENSA, S.A.
(US$9,428,089) (6)
Grupo Corporativo Saret (US$13,543,054)
Ortiz Durman José Manuel (US$50,000)
Instalaciones Inabesa (US$9,996,137) (8)
Ghella SPA Costa Rica (US$705,000)
Ghella SPA Costa Rica (US$36,000,000)
Grupo Corporativo Saret (Euros 10.392.322)
Subtotal
Total pasivos contingentes
(1)
¢
¢
10,000
0
10,000
0
1,586,222
40,000
274,800
61,515
690,543
0
444,610
7,000
7,624
39,308
3,161,622
700,000
40,000
274,800
61,515
690,543
0
444,610
7,000
0
0
2,228,468
1,554,990
0
0
12,545
4,886,861
7,019,771
25,917
4,884,599
7,016,521
25,905
5,181,298
365,423
18,659,880
6,981,640
44,675,780
47,837,402
5,178,899
365,253
18,651,240
0
36,134,962
38,363,430
¢
¢
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.
- 53 -
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.
- 54 -
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, 05­
000420­0163­CA, 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.
- 55 -
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).
- 56 -
(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.
- 57 -
Naturaleza de los litigios:
Tipo de litigio
Ejecutivo simple
Penal
Hipotecario
Ordinarios laborales
Acciones de inconstitucionalidad
Recursos de amparo
Colisión de vehículos
Colisiones contra objeto fijo
Procesos en tránsito
Contenciosos administrativos
Procesos monitoreos
Total
Nota 21
A favor de la
Compañía
2011 2010
0
0
0
57
1
0
0
0
0
0
6
0
18
184
22
416
129
108
1
4
6
6
183
775
En contra de
la Compañía
2011
2010
0
0
1
0
0
0
3
5
0
0
1
12
6
0
7
0
0
0
17
18
0
0
35
35
Total
2011
0
1
1
3
0
7
24
29
129
18
6
218
2010
0
57
0
5
0
12
184
416
108
22
6
810
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 %
- 58 -
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.
- 59 -
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 048­
2010 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:
- 60 -
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.
- 61 -
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%
- 62 -
Nota 22
Gastos consumidores
En el período terminado el 31 de diciembre los gastos de consumidores se detallan así:
Dirección comercial
Sucursales
Departamento de servicios técnicos
Otros gastos de comercialización
Total
Nota 23
¢
¢
2011
523,043
18,229,550
461,682
277,956
19,492,231
2010
753,122
15,736,648
352,559
36,754
16,879,083
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.
- 63 -
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”.
- 64 -
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.
- 65 -
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.
- 66 -
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.
- 67 -
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.
- 68 -
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.
- 69 -
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.
- 70 -
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.
- 71 -
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).
- 72 -
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).
- 73 -
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
Menos:
Obligaciones BCIE
22201601
22201602
26201601
26201602
Saldo a cobrar al ICE
¢
Dólares
22,694,664
Colones
17,068,345
US$17,877 ¢
10,533
2,750
1,621
9,308,028
5,484,538
1,432,004
843,775
¢
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:
- 74 -
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).
- 75 -
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.
- 76 -
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.
- 77 -
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”.
- 78 -
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:
Litigio
Consorcio Hydrocote, S. A.
Ortiz Mondragón César
Rufea, S.A.
Total
Monto
original
¢443,451,852
274,800,000
230,807,329
¢949,059,181
Monto
valor presente
288,874,856
199,257,272
167,358,219
655,490,347
Plazo
meses
48
36
36
Cuota
mensual
Ajuste 2011
6,018,226 72,218,714
5,534,925 66,419,091
4,648,839 55,786,073
16,201,990 194,423,878
- 79 -
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:
Planta
Planta Belén
Planta Brasil
Planta Electriona
Planta Nuestro Amo
Planta Ventanas
Total
¢
¢
Concepto
Pérdidas
Dañados
1,575
0
865
0
2,713
0
1,044,884
11,922,992
85,964
3,338,782
1,136,001
15,261,774
Total
1,575
865
2,713
12,967,876
3,424,746
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.
Despacho Lara Eduarte, s.c.
- 80 -
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Informe del contador público independiente
sobre el control interno
31 de diciembre de 2011
- 81 -
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.
Despacho Lara Eduarte, s.c.
- 82 -
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.
Despacho Lara Eduarte, s.c.
- 83 -
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
Despacho Lara Eduarte, s.c.
- 84 -
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Informe del contador público independiente
sobre el cumplimiento de leyes, reglamentos y normativa
31 de diciembre de 2011
- 85 -
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
- 86 -
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Información complementaria
31 de diciembre de 2011
- 87 -
Información complementaria
Anexos
Número
Página
Inmuebles, maquinaria y equipo y depreciación acumulada.
Construcciones en proceso
Gastos de operación
Gastos generales y administrativos
Otros gastos, otros ingresos
Revaluación y cobertura de activos
Relación entre saldo cobrado y el saldo exigible
Cuadro de antigüedad de saldos
Información por segmentos
Asientos contables de auditoría
Flujo de efectivo
Hoja de trabajo
Anexos
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
88
92
93
94
95
96
97
99
101
104
107
109
- 88 -
Anexo 1
1 de 4
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Inmuebles, maquinaria y equipo, costo original
Clasificación de movimientos
31 de diciembre
(en miles de colones)
Costo original
Terrenos
Mejoras a terrenos
Edificios
Plantas hidroeléctricas
Distribución
Transmisión
Sub-estaciones
Conexiones de servicios
Equipo de alumbrado de calles
Alumbrado público, CNFL
Equipo general
Sistemas de comunicación
Construcciones en proceso (anexo 2)
Adelantos de obras
Saldo al 31 de diciembre de 2011
Costo original
Terrenos
Mejoras a terrenos
Edificios
Plantas hidroeléctricas
Distribución
Transmisión
Sub-estaciones
Conexiones de servicios
Equipo de alumbrado de calles
Alumbrado público, CNFL
Equipo general
Sistemas de comunicación
Construcciones en proceso (anexo 2)
Adelantos de obras
Saldo al 31 de diciembre de 2010
Saldo al 31/12/2010
3,218,666
5,720,799
10,574,494
49,486,182
81,940,098
2,022,475
13,110,743
15,160,932
3,652,934
4,790,451
21,401,190
412,209
211,491,173
20,704,515
0
232,195,688
Saldo al 31/12/2009
2,993,472
5,523,431
9,826,705
49,499,052
76,148,133
2,011,178
12,847,084
13,422,959
3,627,337
4,165,964
17,341,809
378,935
197,786,059
8,183,242
312,240
206,281,541
Adiciones
0
445,621
1,347,547
244,305
11,196,022
0
335,241
2,015,748
371,378
917,025
0
221,127
17,094,014
0
0
17,094,014
Adiciones
225,547
395,294
882,453
1,264,213
6,225,751
11,297
263,659
1,798,673
89,994
624,487
0
33,274
11,814,642
0
11,814,642
Compra
directa
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3,884,245
0
3,884,245
0
0
3,884,245
Compra
directa
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4,570,535
0
4,570,535
0
0
4,570,535
Ajustes
54,294
0
(54,035)
0
0
0
0
0
0
0
0
0
259
2,717,055
0
2,717,314
Ajustes
(353)
(168,424)
(72,066)
(1,083,818)
0
0
0
0
0
0
(30,083)
0
(1,354,744)
0
0
(1,354,744)
Aumentos a
construcción en
proceso
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
35,013,796
3,086,340
38,100,136
Aumentos a
construcción en
proceso
Disminuciones en
costrucción en
proceso
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
(17,107,722)
(17,107,722)
Disminuciones en
costrucción en
proceso
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
23,880,118
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
(11,358,844)
23,880,118
(11,358,844)
Retiros
0
0
0
0
(413,308)
0
0
(78,457)
(186,931)
0
(921,305)
0
(1,600,001)
0
0
(1,600,001)
Retiros
0
(29,502)
(62,598)
(193,265)
(433,786)
0
0
(60,700)
(64,397)
0
(481,072)
0
(1,325,320)
0
(312,240)
(1,637,560)
Saldo al
31/12/2011
3,272,960
6,166,420
11,868,006
49,730,487
92,722,812
2,022,475
13,445,984
17,098,223
3,837,381
5,707,476
24,364,130
633,336
230,869,690
41,327,644
3,086,340
275,283,674
Saldo al
31/12/2010
3,218,666
5,720,799
10,574,494
49,486,182
81,940,098
2,022,475
13,110,743
15,160,932
3,652,934
4,790,451
21,401,189
412,209
211,491,172
20,704,516
0
232,195,688
- 89 -
Anexo 1
2 de 4
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Inmuebles, maquinaria y equipo, costo original
Clasificación de movimientos
31 de diciembre de
(en miles de colones)
Depreciación acumulada
Terrenos
¢
Mejoras a terrenos
Edificios
Plantas hidroeléctricas
Distribución
Transmisión
Sub-estaciones
Conexiones de servicios
Equipo de alumbrado de calles
Alumbrado público, CNFL
Equipo general
Sistemas de comunicación
Saldo al 31 de diciembre de 2011 ¢
Depreciación acumulada
Terrenos
¢
Mejoras a terrenos
Edificios
Plantas hidroeléctricas
Distribución
Transmisión
Sub-estaciones
Conexiones de servicios
Equipo de alumbrado de calles
Alumbrado público, CNFL
Equipo general
Sistemas de comunicación
Saldo al 31 de diciembre de 2010 ¢
Saldo al
31/12/2010
0
742,548
1,549,160
6,797,549
15,470,032
275,857
2,298,596
2,742,383
660,137
664,358
9,194,000
65,823
40,460,443
Saldo al
31/12/2009
0
642,118
1,308,353
5,675,774
13,124,130
208,817
1,872,376
2,289,801
601,053
520,575
7,635,969
53,307
33,932,273
Gastos
0
133,946
199,025
1,293,389
3,068,003
68,781
472,086
553,108
138,794
180,416
1,253,219
13,684
7,374,450
Gastos
0
120,893
243,509
1,242,388
2,444,065
67,040
426,220
471,011
121,335
143,783
1,090,113
12,516
6,382,873
Deprec.
Centros de
Servicio
0
1,427
17,760
0
0
0
0
0
0
0
948,896
0
968,083
Ajustes
0
0
255
0
0
0
0
0
0
0
1,311
0
1,566
Deprec.
Centros de
Servicio
0
1,316
13,512
0
0
0
0
0
0
0
801,537
0
816,365
Ajustes
0
(21,435)
(6,332)
(84,314)
0
0
0
0
0
0
12,921
0
(99,160)
Retiros
0
0
0
0
(127,444)
0
0
(23,046)
(180,702)
0
(772,933)
0
(1,104,125)
Retiros
0
(344)
(9,882)
(36,299)
(98,163)
0
0
(18,429)
(62,251)
0
(346,540)
0
(571,908)
Saldo al
31/12/2011
0
877,921
1,766,200
8,090,938
18,410,591
344,638
2,770,682
3,272,445
618,229
844,774
10,624,493
79,507
47,700,417
Saldo al
31/12/2010
0
742,548
1,549,160
6,797,549
15,470,032
275,857
2,298,596
2,742,383
660,137
664,358
9,194,000
65,823
40,460,443
- 90 -
Anexo 1
3 de 4
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Inmueble, maquinaria y equipo, revaluación
Clasificación de movimientos
31 de diciembre de
(en miles de colones)
Revaluación
Terrenos
¢
Mejoras a terrenos
Edificios
Plantas hidroeléctricas
Distribución
Transmisión
Sub-estaciones
Conexiones de servicios
Alumbrado Público
Equipo general
Sistemas de comunicación
Saldo al 31 de diciembre de 2011
¢
Depreciación acumulada
Mejoras a terrenos
Edificios
Plantas hidroeléctricas
Distribución
Transmisión
Sub-estaciones
Conexiones de servicios
Alumbrado Público
Equipo general
Sistemas de comunicación
Saldo al 31 de diciembre de 2011
¢
¢
Saldo al
31/12/2010
Ajustes por
revaluación
14,019,145
6,841,812
16,489,467
61,302,265
110,788,326
1,358,749
18,266,813
26,514,720
10,344,408
6,047,407
200,454
272,173,566
815,573
594,390
1,262,200
5,460,430
9,051,372
163,117
1,352,872
2,078,281
914,838
0
30,344
21,723,417
Saldo al
31/12/2010
Gastos
1,701,009
6,281,303
18,120,406
57,382,617
435,521
7,924,410
17,872,113
5,953,317
4,710,411
64,408
120,445,515
145,278
245,098
1,730,492
3,320,830
53,918
616,114
568,248
276,024
58,242
7,330
7,021,572
Ajustes
Ajustes
Ajustes
0
0
37,065
0
0
0
0
0
0
6
0
37,071
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Depreciación
Centros Servicio
Revaluación
anual
3,102
48,853
0
0
0
0
0
0
231,929
0
283,884
115,612
352,154
1,228,132
3,469,835
34,319
401,859
1,028,005
354,881
0
6,483
6,991,280
Retiros
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Ajustes
0
36,204
0
0
36,204
0
0
0
0
(1,413,006)
0
0
(212,606)
(245,134)
(503,169)
0
(2,373,915)
Retiros
0
0
0
(1,032,205)
0
0
(156,333)
(236,965)
(466,192)
0
(1,891,695)
Saldo al
31/12/2011
14,834,718
7,436,202
17,788,732
66,762,695
118,426,692
1,521,866
19,619,685
28,380,395
11,014,112
5,544,244
230,798
291,560,139
Saldo al
31/12/2011
1,965,001
6,963,612
21,079,030
63,141,077
523,758
8,942,383
19,312,033
6,347,257
4,534,390
78,221
132,886,760
- 91 -
Anexo 1
4 de 4
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Inmueble, maquinaria y equipo, revaluación
Clasificación de movimientos
31 de diciembre
(en miles de colones)
Revaluación
Terrenos
Mejoras a terrenos
Edificios
Plantas hidroeléctricas
Distribución
Transmisión
Sub-estaciones
Conexiones de servicios
Alumbrado Público
Equipo general
Sistemas de comunicación
Saldo al 31 de diciembre de 2009
¢
¢
Depreciación acumulada
Mejoras a terrenos
Edificios
Plantas hidroeléctricas
Distribución
Transmisión
Sub-estaciones
Conexiones de servicios
Alumbrado Público
Equipo general
Sistemas de comunicación
Saldo al 31 de diciembre de 2010
¢
¢
Saldo al
31/12/2009
Ajuste por
revaluación
12,174,975
6,464,774
16,359,079
69,169,904
106,461,757
1,230,221
17,440,026
26,412,990
10,021,902
5,468,317
195,760
271,399,705
876,096
696,953
1,428,324
2,113,313
5,387,570
128,528
826,787
280,923
477,616
849,955
4,694
13,070,759
Saldo al
31/12/2009
Gastos
1,605,182
6,442,992
23,137,713
52,278,352
367,382
7,080,615
16,971,885
5,575,354
4,296,541
56,822
117,812,838
142,482
296,945
1,696,318
3,687,569
45,292
605,687
887,452
348,130
208,467
6,682
7,925,024
Ajustes
Ajustes
Ajustes
968,074
(319,915)
(478,316)
(6,864,246)
0
0
0
0
0
5,569
0
(6,688,834)
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Depreciación
Centros Servicio
Revaluación
anual
2,801
41,970
0
0
0
0
0
0
203,530
0
248,301
130,965
392,274
450,476
2,146,232
22,847
238,108
135,833
179,774
254,091
904
3,951,504
Retiros
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Ajustes
(180,421)
(432,363)
(4,710,660)
0
0
0
0
0
4,912
0
(5,318,532)
0
0
(819,620)
(3,116,706)
(1,061,001)
0
0
(179,193)
(155,110)
(276,434)
0
(5,608,064)
Retiros
0
(460,515)
(2,453,441)
(729,536)
0
0
(123,057)
(149,941)
(257,130)
0
(4,173,620)
Saldo al
31/12/2010
14,019,145
6,841,812
16,489,467
61,302,265
110,788,326
1,358,749
18,266,813
26,514,720
10,344,408
6,047,407
200,454
272,173,566
Saldo al
31/12/2010
1,701,009
6,281,303
18,120,406
57,382,617
435,521
7,924,410
17,872,113
5,953,317
4,710,411
64,408
120,445,515
- 92 -
Anexo 2
Compañía Nacional de Fuerza y Luz , S.A.
Construcciones en proceso
31 de diciembre
(en miles de colones)
Extensión de líneas
Extensión de líneas subterráneas
Equipo de Medición
Alumbrado público
Proyecto Electrificación Subterranea Paseo Colón
Costos de líneas de comunicación
Construcción compra y mejora a edificios
Mejoras a subestaciones
Compra y mejoras a terrenos
Mejoras a plantas
Sistemas fotovoltaicos Residenciales
Proyecto hidroeléctrico Anonos
Proyecto hidroeléctrico Brasil 2
Proyecto Eólico San Buenaventura
Aerogeneradores
Proyecto Balsa Inferior
Proyecto Eólico Valle Central
Subtotal construcción en proceso
Total de Materiales asignados a proyectos
Saldo al 31 de diciembre de 2009
Extensión de líneas
Extensión de líneas subterráneas
Intereses Proyectos financiados Bonos D
Intereses Proyectos financiados Bonos PG Encanto
Intereses Proyectos financiados Bonos PG 2
Intereses Proyectos financiados Bonos AP
Intereses Proyectos financiados Bonos A1
Equipo de Medición
Alumbrado público
Proyecto Electrificación Subterranea Paseo Colón
Costos de líneas de comunicación
Construcción compra y mejora a edificios
Mejoras a subestaciones
Compra y mejoras a terrenos
Mejoras a plantas
Materiales en energización de obras
Proyecto hidroeléctrico Anonos
Proyecto hidroeléctrico Brasil 2
Proyecto hidroeléctrico El Encanto
Proyecto Balsa Superior
Proyecto Balsa Inferior
Proyecto Eólico Valle Central
Subtotal construcción en proceso
Total de Materiales asignados a proyectos
Saldo al 31 de diciembre de 2009
(1) Ver nota 8 Traslado de materiales
¢
¢
¢
¢
Saldo al
31/12/2010
73,047
531,851
0
324,363
2,377,274
0
756,285
78,763
114,618
150,083
0
170,664
99,994
0
0
11,218,359
297,544
16,192,845
4,511,671
20,704,516
Adiciones
5,869,801
1,894,365
2,015,748
1,063,053
482,555
266,455
988,355
698,291
352,768
175,214
280
815,219
0
548,226
28,169
22,532,351
0
37,730,850
0
37,730,850
Total acumulado
5,942,848
2,426,216
2,015,748
1,387,416
2,859,829
266,455
1,744,640
777,054
467,386
325,297
280
985,883
99,994
548,226
28,169
33,750,710
297,544
53,923,695
4,511,671
58,435,366
Créditos por
liquidación de obras
5,934,516
2,399,926
2,015,748
1,288,404
2,859,829
221,129
1,347,546
335,241
445,621
244,306
0
0
0
0
0
0
0
17,092,266
15,456
17,107,722
Saldo al
31/12/2011
8,332
26,290
0
99,012
0
45,326
397,094
441,813
21,765
80,991
280
985,883
99,994
548,226
28,169
33,750,710
297,544
36,831,429
4,496,215
41,327,644
Saldo al
31/12/2009
58,667
16,042
0
0
0
0
0
0
5,768
0
3,072
406,705
0
156,110
1,234,516
0
0
0
0
0
1,422,592
297,544
3,601,016
4,582,227
8,183,243
Adiciones
4,144,617
2,611,322
0
0
0
0
0
1,798,673
1,033,076
2,377,274
30,202
958,981
314,670
353,802
179,780
0
170,664
99,994
0
11,297
9,795,767
0
23,880,119
0
23,880,119
Total acumulado
4,203,284
2,627,364
0
0
0
0
0
1,798,673
1,038,844
2,377,274
33,274
1,365,686
314,670
509,912
1,414,296
0
170,664
99,994
0
11,297
11,218,359
297,544
27,481,135
4,582,227
32,063,362
Créditos por
liquidación de obras
4,130,237
2,095,513
0
0
0
0
0
1,798,673
714,481
0
33,274
609,401
235,907
395,294
1,264,213
0
0
0
0
11,297
0
0
11,288,290
70,556
11,358,846
Saldo al
31/12/2010
73,047
531,851
0
0
0
0
0
0
324,363
2,377,274
0
756,285
78,763
114,618
150,083
0
170,664
99,994
0
0
11,218,359
297,544
16,192,845
4,511,671
20,704,516
- 93 Anexo 3
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Gastos de operación
Períodos de un año terminados el 31 de diciembre
(en miles de colones)
Compras de energía
eléctrica
2011
2010
Gastos de operación
Operación
Mantenimiento
Compra de energía eléctrica
Otros gastos
Subtotal
Depreciación
Total
¢
¢
0
0
183,424,534
0
183,424,534
0
183,424,534
0
0
184,969,096
0
184,969,096
0
184,969,096
Generación hidráulica
2011
2010
4,808,223
4,410,202
0
4,222,591
13,441,016
3,390,777
16,831,793
5,398,137
4,225,137
0
4,412,050
14,035,324
3,133,326
17,168,650
Distribución
2011
2010
3,809,253
9,877,839
0
0
13,687,092
8,602,643
22,289,735
4,796,052
8,754,713
0
0
13,550,765
8,522,005
22,072,770
Otros gastos
2011
2010
0
0
0
5,628,771
5,628,771
2,548,184
8,176,955
0
0
0
4,419,582
4,419,582
2,663,391
7,082,973
Total
2011
8,617,476
14,288,041
183,424,534
9,851,362
216,181,413
14,541,604
230,723,017
2010
10,194,189
12,979,850
184,969,096
8,831,632
216,974,767
14,318,722
231,293,489
- 94 -
Anexo 4
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Gastos generales y administrativos
Períodos de un año terminados el 31 de diciembre
(en miles de colones)
2011
Gastos administrativos
Auditoría
Gerencia
Gestión Estratégica
Contraloría de Servicios
Prensa y Relaciones Públicas
Dirección Jurídica Institucional
Dirección Administrativa
Contabilidad
Servicios Administrativos
Financiero
Dirección Recursos Humanos
Otros Gastos Administrativos
Total
¢
¢
1,280,229
2,077,309
782,467
285,606
1,001,567
838,262
412,551
870,521
401,212
1,372,817
2,366,039
265,284
11,953,864
2010
1,187,963
1,526,489
706,410
222,304
1,136,129
700,152
378,106
853,722
385,816
1,357,569
2,075,054
204,280
10,733,994
- 95 -
Anexo 5
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Otros gastos , otros ingresos
Períodos de un año terminados el 31 de diciembre
(en miles de colones)
2011
Otros gastos
Gastos financieros
Diferencias cambiarias
Subtotal
Misceláneos
Transporte eléctrico
Varios
Programa Desarrollo Urbano
Subtotal
Total otros gastos
¢
2010
(1,482,730)
(2,007,187)
(3,489,917)
(2,033,914)
(4,745,940)
(6,779,854)
(282,267)
(1,731,524)
0
(2,013,791)
(5,503,708)
(235,326)
(494,932)
(118,824)
(849,082)
(7,628,936)
795,401
2,247,347
585,700
838,394
8,213,618
12,680,460
5,051,524
3,467,678
Otros ingresos
Ingresos financieros
Multas por atrasos
Misceláneos
Varios
Diferencias cambiarias
Subtotal
Total
¢
481,547
2,168,579
1,360,264
2,634,713
2,096,393
8,741,496
3,237,788
Efecto neto diferencias de cambio
¢
89,206
- 96 -
Anexo 6
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Revaluación y cobertura de activos
31 de diciembre
(en miles de colones)
Original
2011
Terrenos
¢
3,272,960
Mejoras en terrenos
6,166,420
Edificios
11,868,006
Plantas hidroeléctricas
49,730,486
Distribución
92,722,812
Transmisión
2,022,475
Subestaciones
13,445,984
Conexiones de servicios
17,098,223
Alumbrado público
9,544,857
Equipo general
24,364,130
Sistemas de comunicación
633,336
Total
¢ 230,869,689
Revaluado
Total
2010
2011
2010
2011
2010
3,218,666
5,720,799
10,574,494
49,486,181
81,940,098
2,022,475
13,110,743
15,160,932
8,443,385
21,401,190
412,209
211,491,172
14,834,718
7,436,203
17,788,731
66,762,696
118,426,692
1,521,866
19,619,686
28,380,396
11,014,112
5,544,243
230,796
291,560,139
14,019,145
6,841,812
16,489,467
61,302,265
110,788,326
1,358,749
18,266,813
26,514,720
10,344,408
6,047,407
200,454
272,173,566
18,107,678
13,602,623
29,656,737
116,493,182
211,149,504
3,544,341
33,065,670
45,478,619
20,558,969
29,908,373
864,132
522,429,828
17,237,811
12,562,611
27,063,961
110,788,446
192,728,424
3,381,224
31,377,556
41,675,652
18,787,793
27,448,597
612,663
483,664,738
Depreciación acumulada
2011
2010
0
2,842,922
8,729,812
29,169,967
81,551,667
868,396
11,713,065
22,584,477
7,810,260
15,158,881
157,727
180,587,175
0
2,443,558
7,830,463
24,917,959
72,852,648
711,372
10,223,004
20,614,496
7,277,814
13,904,412
130,230
160,905,956
Valor neto contable
2011
2010
18,107,678
10,759,701
20,926,925
87,323,215
129,597,837
2,675,945
21,352,605
22,894,142
12,748,709
14,749,492
706,405
341,842,653
17,237,811
10,119,053
19,233,498
85,870,487
119,875,776
2,669,852
21,154,552
21,061,156
11,509,979
13,544,185
482,433
322,758,782
Valor asegurado
2011
2010
0
0
47,302,890
118,490,693
0
0
25,714,112
0
0
30,558,312
0
222,066,007
0
0
37,115,596
125,515,001
0
0
24,833,579
0
0
24,850,119
0
212,314,295
- 97 -
Anexo 7
1 de 2
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Relación entre el saldo cobrado y el saldo exigible
31 de diciembre
(en miles de colones)
Cobrado en el año 2011
2011
Cuentas por cobrar, servicios eléctricos al inicio del año
Más, facturación de servicios eléctricos durante el año
Menos, cuentas por cobrar al final del año
Total cobrado en el año
Saldo exigible durante el año 2010
Cuentas por cobrar, servicios eléctricos al inicio del año
Más facturación de servicios eléctricos durante el período
de enero a noviembre de 2010
Total saldo exigible
¢
17,384,307
269,138,251
(19,180,827)
267,341,731
17,384,307
246,342,418
¢
Índice de cobranza:
263,726,725
Cobrado en el año x 100
Saldo exigible
¢
Indice
267,341,731
263,726,725
1.01371
Las cuentas por cobrar incluyen el impuesto sobre ventas; el monto de facturación no incluye
este concepto.
Véase el informe de los auditores externos.
- 98 -
Anexo 7
2 de 2
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Relación entre el saldo cobrado y el saldo exigible
31 de diciembre de 2010
(en miles de colones)
Cobrado en el año 2010
2010
Cuentas por cobrar, servicios eléctricos al inicio del año
Más, facturación de servicios eléctricos durante el año
Menos, cuentas por cobrar al final del año
Total cobrado en el año
Saldo exigible durante el año 2010
Cuentas por cobrar, servicios eléctricos al inicio del año
Más facturación de servicios eléctricos durante el período
de enero a noviembre de 2010
Total saldo exigible
¢
16,562,683
257,635,220
(17,384,307)
256,813,596
16,562,683
235,954,441
¢
Índice de cobranza:
252,517,124
Cobrado en el año x 100
Saldo exigible
¢
Indice
256,813,596
252,517,124
1.01701
Las cuentas por cobrar incluyen el impuesto sobre ventas; el monto de facturación no incluye este
Véase el informe de los auditores externos.
- 99 -
Anexo 8
(1 de 2)
Días
antigüedad
0 - 30
31 - 60
61 - 90
91-180
181 y más
Total general
Anexo 8
Cuadro de antigüedad de saldos a diciembre 2011
Total general
(cifras en colones)
Comprobantes
%
Colones
Cantidad
Monto
365.632
80.98%
17,704,370,939
42.869
9.49%
1,115,027,050
12.199
2.70%
777,384,678
13.267
2.94%
445,629,656
17.561
3.89%
574,755,760
451.528
100.00%
20,617,168,083
%
85.87%
5.41%
3.77%
2.16%
2.79%
100.00%
Cuadro de antigüedad de saldos
No incluye gobierno, municipios ni ICE
Días antigüedad
0 - 30
31 - 60
61 - 90
91-180
181 y más
Total general
Comprobantes
cantidad
365.213
42.813
12.170
13.251
17.558
451.005
%
80.98%
9.49%
2.70%
2.94%
3.89%
100.00%
Colones monto
16,506,075,235
993,198,395
305,540,718
440,069,270
573,925,816
18,818,809,434
Fuente: Departamento de consumidores. Listado RPPLPASTP
%
87.71%
5.28%
1.62%
2.34%
3.05%
100.00%
- 100 -
Anexo 8
(2 de 2)
Días
antigüedad
0 - 30
31 - 60
61 - 90
91-180
181 y más
Total general
Anexo 8
Cuadro de antigüedad de saldos a diciembre 2010
Total general
(cifras en colones)
Comprobantes
%
Colones
Cantidad
Monto
354,701
83,92%
17,234,576,239
38,598
9,13%
873,852,875
11,161
2,64%
226,665,575
9,156
2,17%
198,815,624
9,052
2,14%
225,485,893
422,668
100%
18,759,396,206
%
91,87%
4,66%
1,21%
1,06
1,20
100%
Cuadro de antigüedad de saldos
No incluye gobierno, municipios ni ICE
Días antigüedad
0 - 30
31 - 60
61 - 90
91-180
181 y más
Total general
Comprobantes
cantidad
340,321
38,550
11,161
9,149
8,876
408,057
%
83.40%
9.44%
2.74%
2.24%
2.18%
100.00%
Colones monto
15,889,928,579
866,508,955
226,665,575
197,815,619
203,387,928
17,384,306,656
Fuente: Departamento de consumidores. Listado RPPLPASTP
%
91.41%
4.98%
1.30%
1.14%
1.17%
100.00%
-101-
Anexo 9
1 de 3
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Balance de situación por segmentos
por unidades estratégicas
31 de diciembre de
(en miles de colones)
Distribución y
comercialización
Generación
2011
Activo
Inmuebles, maquinaria y equipo:
Inmuebles, maquinaria y equipo
Menos, depreciación acumulada
Inmuebles, maquinaria y equipo revaluado
Menos, depreciación acumulada, equipo revaluado
Subtotal
¢
Construcciones en proceso
Adelanto para construcciones en proceso
Inventarios Inversión
Total inmuebles, maquinaria y equipo
Otros activos:
Efectos por cobrar
Inversión bonos y otros
ICE Planta Térmica de Moin III
Otros activos
Depósitos en garantía
Impuesto sobre la renta diferido
Otros Activos
Inmuebles, maquinaria y equipo fuera de operación
Total otros activos
Activo circulante
Inversiones Transitorias
Cuentas por Cobrar por Servicios Prestados
Cuentas por Cobrar No Comerciales
Estimación para Incobrables
Efectos a Cobrar
Inventarios Operación
Estimación para Valuación de Existencias en Almacenes
Materiales y accesorios
Materiales en tránsito
Centros de servicios
Gastos prepagados
Funcionarios
ICE
Varios
Menos, estimación para incobrables funcionarios y varios
Consumidores
Menos, estimación para incobrables consumidores
Gobierno
Menos, estimación para incobrables gobierno
Servicio eléctrico
Otros servicios
Intereses finiquito planta Térmica Moín III
Funcionarios
Daños a instalaciones eléctricas
Menos, estimación para incobrables
Otros
Fondos de trabajo
Fondos con finalidad específica
Inversiones a corto plazo
Efectivo
Total activo circulante
Total activo
…viene
66,117,231
(10,265,043)
87,256,243
(25,884,499)
117,223,932
3
33,074,745
3,086,340
1,240
3
2010
65,445,061
(8,671,702)
80,237,881
(22,292,436)
114,718,804
11,936,645
0
1,240
Notas
9
9
2010
112,493,988
(20,769,021)
163,159,950
(85,033,018)
169,851,899
2011
Notas
10,663,558
(1,907,610)
11,363,718
(6,602,559)
13,517,107
3,060,935
0
2,777,495
99,012
0
550,662
17
17
Administrativos
2010
8,541,170
(1,384,324)
10,495,891
(5,995,387)
11,657,350
2011
Notas
27,535,619 19
(10,720,023)
18,329,998
(7,074,394)
28,071,200
324,362
0
371,679
464,185
0
1,328,258
19
Total 2011
Asientos de
ajuste 2011
Asientos de
ajuste 2010
2010
25,010,952
(9,635,396)
18,279,844
(7,124,672)
26,530,728
Acumulado
2011
230,869,689
(47,165,911)
291,560,140
(133,980,708)
341,283,210
0
(534,506)
0
1,093,950
559,444
0
0
0
0
0
230,869,689
(47,700,417)
291,560,140
(132,886,758)
341,842,654
2010
211,491,171
(40,460,443)
272,173,566
(120,445,513)
322,758,781
870,903
0
1,361,256
34,114,376
3,086,340
4,496,213
2,717,053
0
0
0
0
0
36,831,429
3,086,340
4,496,213
16,192,845
0
4,511,670
2,717,053
153,386,257
126,656,689
175,690,329
14,166,781
12,353,391
29,863,643
28,762,887
382,980,139
0
386,256,636
343,463,296
1,127
0
1,875,439
0
601,434
0
953,590
4,895,061
8,326,651
938
0
2,813,159
0
597,432
0
1,002,542
4,898,687
9,312,758
3,338
100
0
0
10,636
0
3,705,340
1,009,518
4,728,932
0
0
0
0
0
0
942
0
942
0
0
0
0
0
0
6,674
0
6,674
2,482
5,573,839
0
0
2,528
609,248
983,925
1,117,534
8,289,556
2,069
2,845,818
0
0
2,630
0
1,315,387
1,071,993
5,237,897
7,613
5,573,939
1,875,439
0
644,258
609,248
7,197,828
7,058,722
22,967,047
0
0
0
0
0
165,598
(2)
0
165,596
0
0
0
0
0
509,985
0
0
509,985
7,613
5,573,939
1,875,439
0
644,258
774,846
7,197,826
7,058,722
23,132,643
6,345
2,845,918
2,813,159
0
610,698
509,985
6,029,943
6,980,198
19,796,246
0
0
0
0
0
543,736
0
0
0
64,910
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
608,646
0
0
0
0
0
390,823
0
0
0
60,000
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
450,823
5,250,924
0
3,579,951
0
7,545
2,736,861
(74,997)
0
580,653
0
43,003
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
5,649,387
0
0
17,773,327
1,593,044
253,472
1,645,765
0
7,695
1,880,530
(39,818)
0
2,614,237
0
33,707
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
15,967,768
0
0
23,956,400
5,265,924
20,596,845
10,660,266
(1,920,808)
1,054,462
5,375,805
(74,997)
0
580,653
248,992
3,436,969
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
5,649,387
0
0
50,873,498
0
0
0
(357,571)
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
5,265,924
20,596,845
10,660,266
(2,278,379)
1,054,462
5,375,805
(74,997)
0
580,653
248,992
3,436,969
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
5,649,387
0
0
50,515,927
1,611,384
18,750,528
8,715,853
(1,642,523)
1,072,317
4,387,399
(39,818)
0
2,614,237
154,793
248,427
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
15,967,768
0
0
51,840,365
14,776,369
12,810,888
55,926,526
57,957,184
5,000
0
4,196,023
0
1,004,980
1,459,905
0
0
0
157,609
19,522
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
6,843,039
¢
Notas
Alumbrado público
168,555,947
5
17
5
4
4
4
5,320
11,841
4,145,526
0
1,047,525
1,523,511
0
0
0
52,423
15,280
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
6,801,426
142,770,873
10
11
11
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
13,020
18,485,215
2,924,562
(1,642,523)
17,097
592,535
0
0
0
42,370
199,440
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
20,631,716
201,050,977
456,820,684
2,882,649
509,985
459,905,206
415,099,907
-102-
0
Anexo 9
2 de 3
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Balance de situación por segmentos
por unidades estratégicas
31 de diciembre de
(en miles de colones)
2011
Pasivo y patrimonio
Pasivo fijo
Obligaciones por Pagar General
Títulos Valores
Depósitos de consumidores
Impuesto sobre la Renta Diferido
Prestaciones legales
Total pasivo a largo plazo
¢
Pasivo a corto plazo
Obligaciones por pagar, general
Prestaciones legales
Servicios entre ICE y CNFL
Cuentas por pagar
Dividendos accionistas
Gastos no Financ Acumul por Pagar
Intereses acumulados
Depósitos de terceros
Provisión para Obligaciones Patronales
Provisión para litigios
Fondo de ahorro y préstamo
Gastos acumulados
Créditos diferidos
Total pasivo a corto plazo
Otros pasivos
Total pasivo
Patrimonio
Capital acciones comunes
Reserva legal
Reserva para desarrollo y superávit ganado
Superávit por revaluación de activos
Otros y aportes para el desarrollo
Total patrimonio
Total pasivo y patrimonio
Las notas son parte integrante de los estados financieros.
¢
Generación
Notas
2010
Distribución y
comercialización
Notas
2010
2011
Alumbrado público
Notas
2010
11,934,547
15,000,000
0
0
2,307,660
29,242,207
17
13,794,146
0
0
0
2,044,765
15,838,911
17
17,901,797
0
7,992,123
0
7,267,213
33,161,133
0
0
0
0
0
0
1,865,988
148,000
2,073
122,232
0
0
130,562
0
1,224,528
0
0
0
0
17
13
7
7
2,421,924
148,000
1,964
112,665
0
0
179,604
0
1,151,639
0
0
0
0
17
13
15
15
6,633,488
526,000
18,865,471
420,113
0
6,543
463,099
1,653,261
4,099,289
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
13
13
3,493,383
0
4,015,796
0
32,667,264
0
32,735,590
19,854,707
65,828,397
16,124,947
0
56,834,494
62,860,914
0
135,820,355
168,555,945
16,124,947
0
47,480,520
59,310,698
0
122,916,165
142,770,872
42,639,178
1,864,418
(2,655,347)
79,967,681
13,406,651
135,222,581
201,050,978
17
2011
0
0
0
0
0
0
Administrativos
Notas
7,256,621
14,996,392
0
1,387,693
5,083,091
28,723,797
Total 2011
Asientos de
ajuste 2011
Asientos de
ajuste 2010
2010
Acumulado
2011
2010
1,036,181
14,996,392
0
0
4,504,015
20,536,588
35,774,701
29,996,392
8,778,172
1,387,693
15,592,302
91,529,260
0
0
0
14,578
0
14,578
0
0
0
0
0
0
35,774,701
29,996,392
8,778,172
1,402,271
15,592,302
91,543,838
32,732,124
14,996,392
7,992,123
0
13,815,993
69,536,632
518,090
326,000
1,193,615
2,110,294
5,529
527,780
34,524
1,539,444
2,648,574
0
600,165
1,430,101
00
3,710,220
1,000,000
26,696,811
3,207,800
5,405
560,160
403,528
4,015,094
8,397,424
0
1,048,759
0
0
0
0
2,717,054
0
0
0
0
0
0
194,423
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3,710,220
1,000,000
29,413,865
3,207,800
5,405
560,160
403,528
4,015,094
8,397,424
194,423
1,048,759
0
0
9,708,502
1,000,000
20,061,050
2,643,072
5,529
534,323
684,845
3,192,705
7,899,502
0
600,165
1,430,101
0
51,956,678
(3)
47,759,794
0
135,000
0
0
0
0
0
7,618
0
0
0
0
0
0
518,330
326,000
1,120,144
2,346,889
5,405
552,846
7,302
2,399,988
2,814,398
0
1,048,759
0
00
142,618
0
11,140,061
0
10,934,116
0
49,045,201
0
2,911,477
(3)
0
0
0
142,618
39,863,858
31,470,704
140,574,461
2,926,052
0
143,500,513
117,296,426
2,210,760
0
6,651,363
4,799,180
434,544
14,095,847
14,095,847
2,210,760
0
5,850,971
4,606,540
0
12,668,271
12,810,889
2,392,848
0
16,227,767
11,606,223
(13,483,647)
16,743,191
56,607,049
2,342,845
0
3,541,004
11,417,996
9,184,631
26,486,476
57,957,180
63,367,733
2,032,425
72,684,547
161,403,052
16,758,466
316,246,223
456,820,684
0
0
(1,093,950)
1,252,420
0
158,470
3,084,522
0
0
509,988
0
0
509,988
509,988
63,367,733
2,032,425
71,590,597
162,655,472
16,758,466
316,404,693
459,905,206
63,317,730
1,864,418
54,727,136
155,302,915
22,591,282
297,803,481
415,099,907
13
13
-103-
Anexo 9
3 de 3
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
(en miles de colones)
Generación
2011
Ventas de energia
¢
Producción
Costos ambientales y proyectos hidroelectricos
Compras al ICE
Compras al grupo SARET
Compras de Energía
Sistemas de Generación
Sistemas de Distribución
Uso racional de la energia
Alumbrado publico CNFL
Alumbrado
público
2011
Distribucion y comercialización
2011
2010
2010
Total 2011
Asiento de
ajuste 2011
Total 2010
Asiento de
ajuste 2010
Acumulado
2011
2010
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
0
0
0
0
0
13,441,016
0
0
0
0
0
0
0
0
14,035,323
0
0
0
0
0
0
0
178,718,491
0
16,362,486
0
0
0
0
0
0
180,322,081
0
15,771,648
0
0
0
0
0
0
4,706,043
0
2,401,384
0
0
0
0
0
0
183,424,534
13,441,016
18,763,870
0
0
0
0
0
0
184,969,096
14,035,323
17,970,348
0
0
0
0
0
0
0
(1)
551,994
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
183,424,534
13,441,015
19,315,864
0
0
0
0
0
0
184,969,096
14,035,323
17,970,348
0
0
216,974,767
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
Traslados de costos de produccion
(13,441,016)
(14,035,323)
13,441,016
14,035,323
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
39,666,257
39,939,074
1,107,153
40,773,410
40,524,522
5,777,371
0
0
0
10,225
0
0
0
6,277,221
0
0
0
5,839,392
0
0
0
0
0
0
0
0
0
40,524,522
6,263,803
0
0
0
0
0
0
0
0
0
40,221,417
Otros ingresos de operación
Rec. ICE Gen. Desplazada Brasil y clientes PH D.G.
Alquiler Planta Moin
Traslado de Otros Ingresos
0
0
0
0
0
0
6,277,221
0
0
0
5,839,392
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
0
0
3,384,429
0
3,276,203
0
0
0
2,885,105
0
3,133,326
0
243,819
19,248,412
8,026,320
481,449
9,153,714
0
0
16,879,083
7,367,024
292,458
8,522,003
0
0
0
543,116
12,481
670,353
0
243,819
19,248,412
11,953,864
493,939
15,101,048
0
0
16,879,083
10,733,995
299,007
14,318,720
0
0
0
1
0
(559,444)
0
0
0
0
0
0
0
243,819
19,248,412
11,953,865
493,939
14,541,604
0
0
16,879,083
10,733,995
299,007
14,318,720
0
Utilidad bruta
Incobrables
Comercializacion
Gastos administrativos
Impuestos
Depreciacion
Depreciación fuera de operación
Total costos de operación, depreciacion e impuestos
Traslados de costos de operación, depreciacion e imp.
Utilidad (perdida) de operación antes de gastos finan.
Otros ingresos
Ingresos Fuera de Operación
Ingresos por Diferencias Cambiarias
Financieros y administrativos
Varios
Total otros ingresos
Gastos por Intereses
Gastos financieros administrativos
Gastos por Diferencias Cambiarias
Gastos Varios
Traslado otros ingresos y gastos financieros
Utilidad de operación incluyendo gastos financieros
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
(6,660,631)
0
(6,018,431)
0
6,660,631
2,115,716
6,018,431
6,637,446
0
(108,572)
0
9,550
0
4,133,109
0
559,443
0
0
0
17,000
0
4,133,109
2,493,698
650,407
0
0
443,851
3,128,485
0
0
3,238,812
829,511
0
0
2,436,383
3,759,326
0
0
0
0
0
0
6,645,104
2,096,393
0
0
4,466,842
8,213,618
0
0
(1)
0
0
0
0
0
0
0
6,645,103
2,096,393
0
0
4,466,842
8,213,618
0
0
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
0
0
0
0
0
0
1,482,730
0
2,007,187
2,013,790
0
3,254,788
2,033,914
0
4,745,940
849,081
0
9,184,634
562,865
650,258
546,109
676,514
637,395
1,491,208
(452,638)
0
1,321,200
66,453
(1,534,425)
0
807,217
293,179
452,638
4,990,171
1,588,036
246,207
1,534,425
11,856,823
0
0
0
0
0
(108,572)
1,482,730
0
2,007,187
2,013,791
0
3,247,338
2,033,914
0
4,745,940
849,081
0
9,184,634
0
0
0
(1)
0
559,443
Otros programas y costos fuera de operación
Estimación del Impuesto de la Renta
Utilidad o (perdida) neta
0
0
0
0
0
0
0
0
4,990,171
0
0
11,856,823
0
0
(108,572)
0
(104,478)
3,351,816
0
0
9,184,634
0
(165,598)
725,041
0
0
0
0
(270,076)
3,524,864
0
0
9,184,634
Gasto impuesto sobre la renta diferido
Gasto impuesto sobre la renta
Saldo del estado de resultados ajustado
0
0
0
0
0
0
0
0
4,990,171
11,856,823
0
0
(108,572)
0
0
3,351,816
0
0
9,184,634
0
0
725,041
(52,487)
0
(52,487)
0
0
3,524,864
(52,487)
0
9,132,147
¢
Las notas y son parte integrante de los estados financieros
-104-
Anexo 10
1 de 3
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Cédula resumen de reclasificaciones, ajustes y eliminaciones, al 31 diciembre 2011
(cifras en miles de colones)
#1
Código contable
Descripción
38
Utilidades no distribuidas
1607
Activo diferido impuesto sobre la renta
Para conciliar utilidades acumuladas del 2010
Impuestos diferidos, no aplicados por la administración.
#2
Código contable
Descripción
5440
Gasto por provision para litigios
2250
Provisión para litigios
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
Código contable
Descripción
1607
Activo diferido impuesto sobre la renta
4040
Otros ingresos por impuesto diferido sobre la renta
Para registrar el gasto por impuesto diferido generado por
la provisión para litigios 2011.
#4
Código contable
Descripción
1182
Obras en proceso Proyecto Balsa Inferior
2625
Cuenta por pagar ICE Desarrollo Proyecto Balsa Inferior
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
Código contable
Descripción
5245
Gasto por provisión diferencia cuentas por cobrar
181530
Estimación incobrables de Cuentas por cobrar
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
Código contable
Descripción
1607
Activo diferido impuesto sobre la renta
4040
Otros ingresos por impuesto diferido sobre la renta
Para registrar el gasto por impuesto diferido generado por
el ajuste a la estimación para incobrables.
¢
Debe
5,216
Haber
5,216
Debe
194,423
Haber
194,423
Debe
58,327
Haber
58,327
Debe
2,717,054
Haber
2,717,054
Debe
357,571
Haber
357,571
Debe
107,271
Haber
107,271
-105-
Anexo 10
2 de 3
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Cédula resumen de reclasificaciones, ajustes y eliminaciones, al 31 diciembre 2011
(cifras en miles de colones)
#7
Código contable
5272
5274
1154
1152
5274
5272
1152
1154
Descripción
Gasto por depreciación costo original
Gasto por depreciación revaluación del costo
Depreciación acumulada del costo original
Depreciación acumulada del costo revaluado
Gasto por depreciación revaluación del costo
Gasto por depreciación costo original
Depreciación acumulada del costo revaluado
Depreciación acumulada del costo original
Para ajustar la depreciación del año 2011 de acuerdo con el nuevo
calculo aritmético
#8
Código contable
Descripción
38
Superavit ganado
341005
Superavit por revaluación
Para ajustar el superavit ganado por el monto depreciado de la depreciación
de la revaluación durante el periodo 2011 por nuevo calculo aritmético.
#9
Código contable
Descripción
3410
Superavit por revaluación
241002
Pasivo por impuesto de renta diferido
Para ajustar el pasivo de impuesto de renta diferido por ajuste contable
aplicado en el calculo aritmético de la depreciación por revaluación.
#10
Código contable
Descripción
38
Superavit ganado
3610
Reserva legal
Para ajustar el traslado de la reserva legal después de ajustes contables.
Debe
534,682
117,583
1,211,533
176
Haber
1,211,533
176
534,682
117,583
Debe
1,093,950
Haber
1,093,950
Debe
14,578
Haber
14,578
Debe
8,236
Haber
8,236
-106-
Anexo 10
3 de 3
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Cédula resumen de reclasificaciones, ajustes y eliminaciones, de 2010
(cifras en miles de colones)
#1
Código contable
Descripción
1607 Activo diferido impuesto sobre la renta
38 Utilidades no distribuidas
Para conciliar utilidades acumuladas del 2010
Impuestos diferidos, presenta insuficiencia
¢
Haber
5,216
#2
Código contable
Descripción
Gastos impuesto diferido
1607 Activo diferido impuesto sobre la renta
Rregistra impuesto diferido 2010, efecto por
disminución de estimaciones
Debe
52,487
Haber
52,487
#3
Código contable
Descripción
1607 Activo diferido impuesto sobre la renta
¢
38 Utilidades no distribuidas
Saldo de impuesto al 2009 eliminado por administración
#4
Código contable
Descripción
25
Pasivo diferido impuesto sobre la renta
341005
Superávit por revaluación de activos productivos
Asiento para registrar la eliminación del asiento del
pasivo por impuesto diferido, que la CNFL
no había registrado al 31 12 2009
Debe
5,216
¢
Debe
557,256
Haber
557,256
Debe
5,165,733
Haber
5,165,733
- 107 -
Ane xo 11
1 de 2
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Flujo de e fe cti vo
Comparat ivo
Mét odo Direct o
(en miles de colones)
2011
Actividades de operación
Entradas de efectivo
Pagos recibidos de clientes por servicios eléct ricos
Otras cuentas por cobrar (Gob, ICE, func. etc)
Otros ingresos
Total e ntradas de e fe cti vo
Salidas de e fe cti vo
Efect os por cobrar
Instituto Costarricense de Elect ricidad
Compras de materiales
Seguros y trabajos en proceso
T rabajos y servicios en proceso
Pagos de cesantía
Estimaciones varias
Pagos de energía y servicios al ICE
Pagos por dividendos
Pagos a proveedores
Depósitos de t erceros
Salarios
Impuestos y cánones
Cargas sociales y patronales
Provisiones para cargas sociales
Gastos de operación
Gastos financieros
Gastos fuera operación
Total salidas de e fe cti vo
Flujo n e to e n acti vidade s de operación
¢
270,394,658
22,869,749
3,079,817
296,344,225
2010
273,457,222
20,830,058
916,151
295,203,431
951,244
854,386
194,155
228,077
(2,868,194)
(4,341,176)
(1,658,768)
(1,459,859)
(4,858,218)
(4,190,147)
(2,573,821)
(2,371,623)
0
0
(194,423,512) (197,256,157)
(125)
(561,126)
(21,273,755) (23,673,286)
(30,230,097)
(1,779,508)
(4,551,666) (30,159,636)
(493,159)
(294,724)
(7,759,797)
(7,015,294)
(7,080,535)
(6,760,456)
(4,601,899)
(4,380,635)
66,980
(166,063)
(170,547)
(203,506)
(281,331,713) (283,530,733)
15,012,512
11,672,698
- 108 -
Ane xo 11
2 de 2
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Flujo de e fe cti vo
Comparat ivo
Mét odo Direct o
(en miles de colones)
2011
Flujos de e fe cti vo por acti vidade s de i nve rsión
Entradas de efectivo
Inversiones a corto plazo
2,526,750
Superávit donado
Total e ntradas de e fe cti vo
2,526,750
Adiciones a capital fijo año corriente
(25,288,984)
Inversiones largo plazo
(2,728,021)
Inversiones a corto plazo
(2,526,750)
Efect os a cobrar
(4,897)
Garantías y otros act ivos
(1,729,756)
Total sal idas de e fe cti vo
(32,278,407)
Flujo n e to e n acti vidade s de i nve rsión
(29,751,657)
2010
3,252
3,252
(15,257,137)
(2,300,016)
(2,344)
(550,289)
(18,109,786)
(18,106,534)
Flujos de e fe cti vo e n acti vidade s finan cie ras
Depósitos de t erceros
Obligaciones por pagar
Intereses
Flujos de e fe cti vo e n acti vidade s finan cie ras
Flujo n e to de l me s
115,902
11,999,699
(4,040,300)
8,075,301
(6,663,845)
190,934
14,346,115
(2,936,709)
11,600,340
5,166,504
Incremento neto de efectivo y demás equivalentes
Efect ivo y quivalentes al efectivo al inicio del período
Efe cti vo y quival e nte s al e fe cti vo al final de l pe ríodo ¢
(6,663,841)
17,579,152
10,915,311
5,166,504
12,412,648
17,579,152
-109-
Anexo 12
1 de 4
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Estado de posición financiera
31 de diciembre de 2011
(en miles de colones)
Reclasificaciones
Número
de
asiento
Descripción
Administración
Activo
Activo fijo
Inmuebles, maquinaria y equipo, neto (anexos 1, 2, 6)
Efectos por cobrar a largo plazo
Otros activos
Inversiones a largo plazo
Impuesto sobre la renta diferido
Total activo fijo
¢
Activo circulante
Efectivo y equivalentes de efectivo
Efectos por cobrar
Cuentas por cobrar, neto
Inventarios, neto
Gastos pagados por anticipado
Total activo circulante
Total activo
382,980,138
1,883,051
15,149,802
5,573,939
609,248
406,196,178
10,915,311
1,054,461
29,336,302
5,881,461
3,436,968
50,624,503
456,820,681
Ajustes
Número de
asiento
Monto
Debe
Haber
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Pasivo y patrimonio
Pasivo fijo
Deuda a largo plazo, menos porción circulante
Depósitos en garantía recibidos por servicios
Provisión para el pago de beneficios sociales al personal
Provisión para litigios
Impuesto sobre la renta diferido
Total pasivo fijo
65,771,095
8,778,172
15,592,301
0
1,387,693
91,529,261
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Pasivo a corto plazo
Porción circulante de la deuda a largo plazo
Cuentas por pagar
Gastos acumulados y otras cuentas por pagar
Total pasivo a corto plazo
Total pasivo
3,710,220
34,973,868
10,361,110
49,045,198
140,574,459
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Patrimonio
Capital acciones, 63,317,730 acciones comunes suscritas
y pagadas, con valor nominal de ¢1.00 cada una
Acciones comunes en circulación
63,317,730
63,317,730
0
0
0
0
2,032,425
71,527
72,663,025
3,351,816
174,809,699
316,246,222
456,820,681
96,335,391
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Reserva legal
Reserva para desarrollo de proyectos
Utilidades no distribuidas
Utilidad del periodo
Superávit por revaluación de activos productivos
Total patrimonio
Total pasivo y patrimonio
Cuentas de orden
¢
¢
Monto
Debe
4, 7
5
1,3, 6
5
2
9
4
Haber
3,928,763
0
0
0
170,814
4,099,577
0
0
0
0
0
0
4,099,577
8, 9
652,265
0
0
0
5,216
657,481
0
0
357,571
0
0
357,571
1,015,052
386,256,636
1,883,051
15,149,802
5,573,939
774,846
409,638,274
10,915,311
1,054,461
28,978,731
5,881,461
3,436,968
50,266,932
459,905,206
0
0
0
0
0
0
0
0
0
194,423
14,578
209,001
65,771,095
8,778,172
15,592,301
194,423
1,402,271
91,738,262
0
0
0
0
0
0
2,717,054
0
2,717,054
2,926,055
3,710,220
37,690,922
10,361,110
51,762,252
143,500,514
0
0
1
Auditado
0
0
1,107,402
1,204,259
14,578
1,107,402
1,107,402
0
0
0
8,236
0
5,216
1,377,307
1,093,950
2,484,709
5,410,764
0
63,317,730
63,317,730
2,040,661
71,527
71,560,839
3,524,864
175,889,071
316,404,692
459,905,206
96,335,391
-110-
Anexo 12
2 de 4
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Estados de ingresos y gastos
Períodos de un año terminados el 31 de diciembre de 2011
(en miles de colones)
Reclasificaciones
Número
de
asiento
Descripción
Administración
Ingresos de operación
Ventas de energía
Residencial
Comercial
Industrial
Alumbrado público
Total ventas de energía eléctrica
Otros ingresos de operación
Total ingresos
¢
Ajustes
Número de
asiento
Monto
Debe
Haber
Monto
Debe
Haber
Auditado
89,332,264
119,071,362
37,699,713
8,206,481
254,309,820
8,370,231
262,680,051
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
89,332,264
119,071,362
37,699,713
8,206,481
254,309,820
8,370,231
262,680,051
183,424,534
9,218,425
4,222,590
13,687,092
2,401,384
2,675,394
215,629,419
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
551,994
0
0
551,994
0
0
0
0
0
0
0
183,424,534
9,218,425
4,222,590
14,239,086
2,401,384
2,675,394
216,181,413
Utilidad de operación
47,050,632
0
0
Gastos consumidores
Generales y administrativos (anexo 4)
Impuestos
Depreciación (anexo 3)
Total gastos de personal y administrativos
19,492,231
11,953,864
493,939
15,101,048
47,041,082
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Gastos de operación (anexo 3)
Compras de energía eléctrica
Generación hidráulica
Planes ambientales y proyectos de generación
Distribución y transmisión
Alumbrado público
Programa uso racional
Total gastos de operación
Utilidad neta
9,550
Otros gastos (ingresos) (anexo 13)
Otros ingresos (anexo 5)
Gastos por intereses y diferencias de cambio (anexo 5)
Otros gastos (anexo 5)
Total otros gastos e ingresos, netos
8,741,496
(3,489,917)
(2,013,791)
3,237,788
Utilidad neta antes del impuesto de renta
Ingreso impuesto sobre la renta diferido, neto
Gasto impuesto sobre la renta
Utilidad neta del período
¢
0
0
0
0
0
0
7
0
0
0
104,478
0
0
0
0
0
0
0
0
0
652,265
652,265
0
0
0
0
0
3,247,338
3,351,816
2, 5
0
0
0
0
3, 6
0
0
0
0
1,211,709
1,211,709
0
0
0
0
0
46,498,638
19,492,231
11,953,864
493,939
14,541,604
46,481,638
17,000
8,741,496
(3,489,917)
(2,013,791)
3,237,788
0
0
3,254,788
0
165,598
1,204,259
1,377,307
270,076
0
3,524,864
-111-
Anexo 12
3 de 4
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Estado de posición financiera
31 de diciembre de 2010
(en miles de colones)
Reclasificaciones
Número de
asiento
Descripción
Administración
Activo
Activo fijo
Inmuebles, maquinaria y equipo, neto (anexos 1, 2, 6)
Efectos por cobrar a largo plazo
Otros activos
Inversiones a largo plazo
Impuesto sobre la renta diferido
Total activo fijo
¢
Activo circulante
Efectivo y equivalentes de efectivo
Efectos por cobrar
Cuentas por cobrar, neto
Inventarios, neto
Gastos pagados por anticipado
Total activo circulante
Total activo
343,463,296
2,819,504
13,775,632
2,845,918
0
362,904,350
17,579,152
1,072,317
25,823,859
6,961,817
248,427
51,685,572
414,589,922
Pasivo y patrimonio
Pasivo fijo
Deuda a largo plazo, menos porción circulante
Depósitos en garantía recibidos por servicios
Provisión para el pago de beneficios sociales al personal
Impuesto sobre la renta diferido
Total pasivo fijo
47,728,516
7,992,123
13,815,993
1,430,101
70,966,733
Pasivo a corto plazo
Porción circulante de la deuda a largo plazo
Cuentas por pagar
Gastos acumulados y otras cuentas por pagar
Provisiones de siniestros y seguros
Provisiones de siniestros y seguros
Total pasivo a corto plazo
Total pasivo
Patrimonio
Capital acciones, 63,317,730 acciones comunes suscritas
y pagadas, con valor nominal de ¢1.00 cada una
Acciones comunes en circulación
Reserva legal
Reserva para desarrollo de proyectos
Utilidades no distribuidas
Superávit por revaluación de activos productivos
Aportes para desarrollo
Total patrimonio
Total pasivo y patrimonio
Cuentas de orden
¢
¢
Monto
Debe
1y2
Ajustes
Número de
asiento
Haber
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Monto
Debe
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Haber
0
0
0
0
562,472
562,472
0
0
0
0
0
0
562,472
Auditado
0
0
0
0
52,487
52,487
0
0
0
0
0
0
52,487
343,463,296
2,819,504
13,775,632
2,845,918
509,985
363,414,335
17,579,152
1,072,317
25,823,859
6,961,817
248,427
51,685,572
415,099,907
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
5,165,733
5,165,733
0
0
0
5,165,733
5,165,733
47,728,516
7,992,123
13,815,993
1,430,101
70,966,733
9,708,502
26,502,521
10,118,671
0
0
46,329,694
117,296,427
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
5,165,733
0
0
0
0
0
0
5,165,733
9,708,502
26,502,521
10,118,671
0
0
46,329,694
117,296,427
63,317,730
63,317,730
0
0
0
0
1,864,418
71,527
63,330,252
168,709,568
0
297,293,495
414,589,922
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
7-2 y 3
1y2
1y2
0
0
52,487
5,165,733
0
5,218,220
10,383,953
0
0
0
562,472
5,165,733
0
5,728,205
10,893,938
0
63,317,730
63,317,730
1,864,418
71,527
63,840,237
168,709,568
0
297,803,480
415,099,907
0
-112-
Anexo 12
4 de 4
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.
Estados de ingresos y gastos
Períodos de un año terminados el 31 de diciembre de 2010
(en miles de colones)
Reclasificaciones
Número de
asiento
Descripción
Administración
Ingresos de operación
Ventas de energía
Residencial
Comercial
Industrial
Alumbrado público
Total ventas de energía eléctrica
Otros ingresos de operación
Total ingresos
¢
Ajustes
Número de
asiento
Monto
Debe
Haber
Monto
Debe
Haber
Auditado
89,364,613
118,834,114
41,219,611
7,477,729
256,896,067
6,442,614
263,338,681
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
89,364,613
118,834,114
41,219,611
7,477,729
256,896,067
6,442,614
263,338,681
184,969,096
9,623,273
4,412,050
13,550,766
2,198,700
2,220,883
216,974,768
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
184,969,096
9,623,273
4,412,050
13,550,766
2,198,700
2,220,883
216,974,768
Utilidad de operación
46,363,913
0
0
Gastos consumidores
Generales y administrativos (anexo 4)
Impuestos
Depreciación (anexo 3)
Total gastos de personal y administrativos
16,879,083
10,733,994
299,007
14,318,722
42,230,806
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Gastos de operación (anexo 3)
Compras de energía eléctrica
Generación hidráulica
Planes ambientales y proyectos de generación
Distribución y transmisión
Alumbrado público
Programa uso racional
Total gastos de operación
Utilidad neta
4,133,107
Otros gastos (ingresos) (anexo 13)
Otros ingresos (anexo 5)
Gastos por intereses y diferencias de cambio (anexo 5)
Otros gastos (anexo 5)
Total otros gastos e ingresos, netos
4,466,842
3,467,678
(2,882,996)
5,051,524
Utilidad neta antes del impuesto de renta
Ingreso impuesto sobre la renta diferido, neto
Gasto impuesto sobre la renta
Utilidad neta del período
¢
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
46,363,913
16,879,083
10,733,994
299,007
14,318,722
42,230,806
4,133,107
0
0
0
0
0
0
0
0
4,466,842
3,467,678
-2,882,996
5,051,524
9,184,631
0
0
0
0
9,184,631
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
52,487
9,132,144
9,184,631