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Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.

Estados financieros separados y opinión de los auditores

31 de diciembre de 2014 y 2013


Índice de contenido

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

Estado de ingresos y gastos B 4

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

Estado de flujos de efectivo E 7 Notas a los estados financieros 8 Informe del contador público independiente sobre el control interno 96 Informe del contador público independiente sobre el cumplimiento de leyes, reglamentos y normativa

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Información complementaria 103

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Notas a los estados financieros separados

31 de diciembre de 2014 y 2013 (en miles de colones)

Nota 1 Resumen de operaciones y políticas de contabilidad

a) Constitución y organización de la compañía

La Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. (CNFL, la Compañía) es una sociedad anónima constituida bajo la ley número 21 del 8 de abril de 1941 denominada “Contrato Eléctrico”, modificada por la ley número 4977 el 19 de mayo de 1972 y vigente hasta el 8 de agosto de año 2008. El 13 de agosto de 2008 se aprobó la Ley 8660 denominada “Ley de Fortalecimiento y modernización de las entidades públicas del sector telecomunicaciones, dentro de la cual se incluye a la CNFL, S.A. y se contempla que el plazo de vigencia es de 99 años a partir de esa fecha. Es subsidiaria del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE, el Instituto) entidad pública que tiene participación accionaria de 98.6%. Por ello está sujeta a las regulaciones establecidas por la Contraloría General de la República (CGR) y los artículos 57 y 94 de la ley 8131, Administración y Presupuestos Públicos, la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) y bajo el marco de la ley General de Control Interno y la Ley Contra la Corrupción y el Enriquecimiento Ilícito, entre otros. La Compañía mantiene una emisión de títulos de deuda y por lo tanto está sujeta a las regulaciones establecidas por el Consejo Nacional de Supervisión de Sistema Financiero (CONASSIF) y la Superintendencia General de Valores (SUGEVAL). La Compañía mantiene el 100% de participación en la empresa INESA la cual no tiene actividad comercial y por lo tanto no se consolida por ser inmaterial la inversión en esa empresa. 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 2014 y 2013 la Compañía cuenta con 2294 y 2356 funcionarios respectivamente.

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La Compañía suministra energía eléctrica a 528.712 clientes (en 2013 fueron 519.224) que representan 32.6% (32,7% en 2013) del total nacional. El sistema está formado 23 subestaciones en el 2014 (26 subestaciones en el 2013) que incluyen elevadoras, reductoras y subterráneas, con 6.384 kilómetros de líneas en operación en 2014 (6.328 kilómetros en 2013). Tiene 2.027 MVA de capacidad instalada en transformadores de distribución en 2014 (1.896 MVA en el 2013). El potencial de generación es 130,3 MW de capacidad instalada (92,9 MW en el 2013), distribuida en nueve plantas de su propiedad que representan 9,8% (9,1% en el 2013) de la energía vendida por la Compañía; 90,2% (90,9% en el 2013) es comprada al ICE.

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

a) Declaración de cumplimiento

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

b) Base de medición

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

c) Moneda funcional y de medición

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

d) Uso de estimaciones y juicios

La preparación de los estados financieros de conformidad con NIIF requiere registrar estimaciones, supuestos o juicios que afectan la aplicación de las políticas y los valores de los activos, pasivos, ingresos y gastos reportados. Los resultados reales podrían diferir de esas estimaciones. Las estimaciones y los supuestos de soporte son revisados sobre una base recurrente. Las revisiones a las estimaciones se reconocen en el período en el son reconocidas y en cualquier período futuro afectado. Las estimaciones más significativas incluyen la valoración a mercado del inmueble, maquinaria y equipo, valoraciones actuariales, estimaciones para incobrables y provisiones para litigios.

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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 vigentes en el momento de la transacción. Al cierre de cada ejercicio los saldos por cobrar o por pagar en monedas extranjeras se actualizan aplicando la tasa de cambio de venta del último día hábil del mes de cierre del Sector Público no Bancario. Los saldos de las cuentas de bancos se valúan con el tipo de cambio de compra. Ambos indicadores establecidos por el Banco Central de Costa Rica (BCCR), ¢541,68 para la compra y ¢542,22 para la venta de US$1.00 al 31 de diciembre de 2014 (¢501,97 y ¢502,47 en 2013). La ganancia o pérdida en cambios, es incluida en los resultados del período, salvo cuando el ajuste sea imputable al costo de adquisición de activos, capitalizada solamente si forma parte de un ajuste a una tasa de interés, hasta que los activos estén en condiciones de enajenación o uso.

c) Flujo de efectivo y equivalentes de efectivo

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

d) Cuentas y documentos por cobrar

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

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

e) Estimación para cuentas incobrables

La estimación de cuentas de difícil cobro es revisada y actualizada por el departamento de Consumidores; en el periodo 2014 se aplicó 0.10% de la facturación neta del mes (0.10% en 2013).

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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. La Compañía mantiene una metodología que utiliza información histórica para establecer un porcentaje de estimación para portafolios de cuentas a cobrar homogéneos como es el caso de las cuentas a cobrar a consumidores. Esta metodología fue aprobada por la Compañía y se revisa anualmente para verificar su concordancia con pérdidas reales obtenidas de realizar la misma.

f) Inventarios Corresponde a materiales y accesorios que se utilizan en la distribución de la energía eléctrica; se contabilizan al costo que al cierre del ejercicio se reduce a su valor neto de realización si este es menor. El costo se determina con base en el método del costo promedio. El costo de los inventarios comprende todos los costos derivados de su adquisición y transformación, así como otros costos en los que se haya incurrido para darles su condición y ubicación actuales. Los inventarios son periódicamente analizados con el objetivo de establecer si se requiere estimación para posibles pérdidas asociadas con su valor neto realizable. Las pérdidas asociadas con la disposición de inventarios de lento movimiento, obsoletos y dañados se registran en los resultados del período. El valor neto realizable es el estimado del precio de venta normal en el curso del negocio, menos el costo estimado de terminación y gastos de ventas. La Compañía mantiene inventarios con el objeto de mantener sus redes de distribución y transmisión y plantas generadoras de electricidad y no con el objeto de tenerlos para su venta.

g) Propiedad, planta y equipo El costo de los elementos de propiedades, planta y equipo comprende: (a) su precio de adquisición, incluidos los aranceles de importación y los

impuestos indirectos no recuperables que recaigan sobre la adquisición, después de deducir descuentos o rebajas del precio;

(b) todos los costos directamente relacionados con la ubicación de los activos en

el lugar y en las condiciones necesarias para que pueda operar en la forma prevista;

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(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.

(d) costos de financiamiento. El reconocimiento de los costos en el importe en libros de un elemento de propiedades, planta y equipo termina cuando el elemento se encuentre en el lugar y condiciones necesarias para operar en la forma prevista. Por ello los costos incurridos por la utilización o por la reprogramación del uso no se incluyen en el importe en libros del elemento correspondiente. El costo de activos construidos por CNFL se relaciona con elementos de propiedades, planta y equipo. Si se fabrica activos similares para su venta, en el curso normal de operaciones, el costo del activo será, normalmente el mismo que tenga el resto de los producidos para la venta (véase la NIC 2 Inventarios). Por tanto se elimina cualquier ganancia al calcular el costo de adquisición de dichos activos. En forma similar, no se incluyen en el costo de producción de activos, las cantidades que excedan los rangos normales de consumo de materiales, mano de obra y otros factores empleados. 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. La contabilización de la depreciación se inicia en el mes inmediato posterior al mes en que el elemento se encuentre en el lugar y condiciones necesarias para operar en la forma prevista. 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.

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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:

2014 2013

Generación ¢ 5,824,091 3,590,818 Distribución y comercialización

10,461,318 9,686,244

Alumbrado público

826,437 760,829 No asignable

197,507 1,824,564

Total ¢ 17,309,353 15,862,455 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.

Factor Activo depreciación anual Años

Edificios 2 50 Plantas generación hidroeléctrica 2.50 40 Planta generación eólica 5 20 Sistema de distribución 3.33 30 Subestaciones 3.33 30 Conexiones de servicios 3.33 30 Sistema de alumbrado público 3.33 30 Vehículos 10.00 10 Equipo general 10.00 10 Equipo de oficina 10.00 10 Mobiliario general 10.00 10 Equipo de medición 20.00 5 Equipo de comunicación 10.00 10 Equipo de cómputo 20.00 5

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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 y las regulaciones establecidas por ARESEP. 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. Durante el año terminado el 31 de diciembre de 2014 se revaluaron los activos adquiridos hasta el 31 de diciembre 2013. 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. Una medición del valor razonable es para un activo concreto. Por ello, al medir el valor razonable la Compañía tiene en cuenta las características del activo de la misma forma en que los participantes del mercado las tendrían en cuenta al fijar el precio de dicho activo en la fecha de la medición. Estas características incluyen, por ejemplo, los siguientes elementos: (a) la condición y localización del activo; y (b) restricciones, si las hubiera, sobre la venta o uso del activo. (c) las regulaciones establecidas por ARESEP para los procesos de revaluación El efecto sobre la medición que surge de una característica particular diferirá dependiendo de la forma en que esa característica sería tenida en cuenta por los participantes del mercado. En este caso ARESEP establece el procedimiento para la revaluación de los inmuebles, maquinaria y equipo. Este efecto de revaluación incluirá por lo tanto un efecto directo en la tarifa que se cobra a los clientes de la Compañía ya que la depreciación de los activos revaluados forma parte de la tarifa en la medida que esta se encuentre dentro de lo establecido por ARESEP.

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La NIIF 13 requiere que una entidad mida el valor razonable de un activo utilizando los supuestos que los participantes del mercado utilizarían para fijar el precio del activo, suponiendo que los participantes del mercado actúan en su mejor interés económico. Para desarrollar esos supuestos, la Compañía no necesita identificar a participantes del mercado específicos. Más bien, la Compañía identifica las características que distinguen generalmente a los participantes del mercado, considerando factores específicos para todos los elementos siguientes:

(a) el activo; (b) el mercado principal (o más ventajoso) para el activo o pasivo; y (c) los participantes del mercado con los que la entidad realizaría una

transacción en ese mercado.

Siendo así, los flujos de efectivo que se obtendrán de los activos revaluados tienen una relación directa con el establecimiento de tarifas por parte de ARESEP. Un comprador identificaría los flujos posibles de efectivo para determinar el valor de uso de un bien y por lo tanto otro método de revaluación no estaría concordante con lo que un comprador utilizaría para calcular el valor de uso y establecer un precio.

La NIIF 13 requiere que una medición a valor razonable de un activo no financiero tendrá en cuenta la capacidad del participante de mercado para generar beneficios económicos mediante la utilización del activo en su máximo y mejor uso o mediante la venta de éste a otro participante de mercado que utilizaría el activo en su máximo y mejor uso. La Compañía considera que su máximo y mejor uso están relacionados con las tarifas establecidas por ARESEP.

Los datos de entrada no observables se utilizarán para medir el valor razonable en la medida en que esos datos de entrada observables relevantes no estén disponibles, teniendo en cuenta, de ese modo, situaciones en las que existe poca, si alguna, actividad de mercado para el activo o pasivo en la fecha de la medición.

Sin embargo, el objetivo de la medición del valor razonable sigue siendo el mismo, es decir, un precio de salida en la fecha de la medición desde la perspectiva de un participante de mercado que mantiene el activo. Por ello, los datos de entrada no observables reflejarán los supuestos que los participantes del mercado utilizarían al fijar el precio del activo o pasivo, incluyendo supuestos sobre el riesgo.

Los supuestos sobre el riesgo incluyen el riesgo inherente a una técnica de valoración concreta utilizada para medir el valor razonable (tales como un modelo de fijación de precios) y el riesgo inherente a los datos de entrada de la técnica de valoración. Una medición que no incluye un ajuste por riesgo no representaría una medición del valor razonable si los participantes del mercado incluyeran uno al fijar el precio del activo o pasivo. El método de revaluación se considera utiliza datos de entrada de Nivel 3.

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El método de revaluación se describe así: Composición del índice

a. Indice local

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

b. Índice externo

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

Proceso de investigación

Se sigue un proceso de investigación de las construcciones en curso en el año de los siguientes grupos de activo: a. Conexiones b. Hidráulica c. Eólica d. Distribución e. Transformación f. Subestaciones g. Sistema de comunicación h. Alumbrado público i. Terrenos j. Mejoras a terrenos k. Edificios l. 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. 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.

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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 aún no están disponibles para ser utilizadas en la operación. Los intereses incurridos durante la construcción de obras financiadas se capitalizan hasta su construcción

Actualmente se tiene en proceso de construcción el Proyecto Hidroeléctrico de Balsa Inferior. Ver nota 25.

h) Deterioro en el valor de los activos

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

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

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Para el periodo 2014 se registró un deterioro sobre la Planta Hidroeléctrica Balsa Inferior, ya que al traer a valor presente sus flujos esperados no se recuperaba la inversión inicial, por lo tanto se hizo un ajuste por deterior por un valor de 34,863,301 (en miles). No se tienen indicios de que existan más activos con deterioro en su valor dentro de la CNFL.

i) Inversiones en otras entidades

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

En el año 2013 se tenía control sobre la empresa EVCSA (Eólico Valle Central), ya que en el año 2013 se compraron las acciones que estaban en manos del BCIE, por lo tanto el 100% de las acciones pertenecen a la CNFL, y se presentaron estados consolidados para ese año 2013. Para julio 2014 se decidió absorber la empresa por parte de la CNFL, por lo tanto sus activos y pasivos pasaron a ser parte de la CNFL, y se elimina la presentación de estados consolidados para este periodo.

También mantiene una inversión en INESA la cual es una empresa inactiva.

j) Otros activos

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

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

k) Intangibles

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

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.

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El impuesto sobre la renta corriente es el impuesto a pagar en el año sobre las utilidades gravables, calculado con base en la tasa de impuesto vigente a la fecha del cierre.

El impuesto sobre la renta diferido se establece utilizando el método pasivo del balance contemplado en la norma internacional de contabilidad No. 12, Impuesto sobre las Ganancias. Tal método se aplica a las diferencias temporales entre el valor en libros de activos y pasivos para efectos financieros y los valores utilizados para propósitos fiscales. De acuerdo con esta norma las diferencias temporales se identifican como diferencias temporales gravables (las cuales resultarán en un futuro en un monto imponible), o diferencias temporales deducibles (las cuales resultarán en el futuro en partidas deducibles). Un pasivo diferido por impuesto representa una diferencia temporal gravable, y un activo diferido por impuesto representa una diferencia temporal deducible.

El activo por impuesto sobre la renta diferido se reconoce únicamente cuando se establece una probabilidad razonable de que existirán utilidades gravables futuras suficientes que permitan realizar ese activo. Asimismo, el activo por impuesto sobre la renta diferido reconocido, se reduce en la medida de que no es probable que el beneficio de impuesto se realizará.

m) Beneficios laborales por prestaciones legales

La Compañía determina el valor presente de las obligaciones por beneficios definidos sensibilizada con los pagos adelantados de cesantía, 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.

Método de valoración actuarial

La Compañía utiliza el método de la unidad de crédito proyectada para determinar el valor presente de sus obligaciones por beneficios definidos, y el costo por los servicios prestados en el periodo actual y, en su caso, el costo de servicios pasados.

Con corte a diciembre de 2014, la Compañía modificó el plan de beneficios, al variar la forma de cálculo de las anualidades, pues pasó de aplicar 4.5% en forma lineal, cuando antes se hacía en forma exponencial; determinándose un ajuste a la provisión contable por la suma de ¢ 4,917 millones.

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

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(a) la fecha a partir de la cual el servicio prestado por el empleado le da derecho al beneficio (con independencia de que los beneficios estén condicionadas a los servicios futuros); y

(b) la fecha en la que los servicios posteriores a prestar por el empleado le generen derecho a importes adicionales no significativos del beneficio, salvo por causa de los eventuales incrementos de salarios en el futuro.

Las variaciones en los supuestos actuariales son reconocidas en Otros Resultados Integrales y los costos por servicios prestados se reconocen en el estado de resultados.

n) Cuentas y documentos por pagar

Las cuentas y documentos por pagar están compuestas por todas las obligaciones que ha contraído con el ICE y con terceros por la adquisición de bienes y servicios, la contratación de deudas por préstamos bancarios o por la generación de una deuda comercial derivada de las actividades del negocio.

Estos pasivos se mantienen registrados al valor nominal de la obligación asumida. Las obligaciones contraídas en moneda extranjera, se registran al tipo de cambio de venta para el sector público no bancario.

o) Contingencias

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

p) Reconocimiento de ingresos costos y gastos

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

q) Reservas estatutarias

a) Aportes para extensión de líneas eléctricas, aportes para el desarrollo

Está constituido por los aportes para extensión de líneas eléctricas.

Una vez terminadas y puestas en operación, el valor de las obras construidas y financiadas parcial o totalmente por los clientes son traspasadas a propiedad de la CNFL, y reconocidas como ingreso en el periodo.

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Esta política sufrió un cambio con base en lo establecido por la Interpretación de la NIIF 18, Transferencias de activos provenientes de clientes, vigente desde el 1 de julio de 2009. El párrafo 6 establece: “Esta interpretación también se aplicará a los acuerdos en que una entidad recibe efectivo de un cliente, cuando ese importe de efectivo deba utilizarse solo para construir o adquirir un elemento de propiedades, planta y equipo y la entidad deba utilizar el elemento de propiedades, planta y equipo, para conectar al cliente a una red o para proporcionarle un acceso continuo al suministro de bienes y servicios, o para ambas cosas”. Asimismo los párrafos 9 y 10 establecen la definición de activo, en el sentido de que “un activo es controlado por la entidad como resultado de sucesos pasados, del que la entidad espera obtener beneficios económicos en el futuro” y “una entidad que controla un activo puede generalmente hacer uso de ese activo como considere oportuno”. Por otra parte el párrafo 13 de dichas interpretación, indica lo siguiente: “De acuerdo con los términos de los acuerdos considerados dentro del alcance de esta Interpretación, una transferencia de un elemento de propiedades, planta y equipo, sería un intercambio de bienes y servicios de naturaleza diferente. Por consiguiente, la entidad reconocerá ingresos por actividades ordinarias…” La CNFL aplicó esta nueva normativa a partir de diciembre de 2009, razón por la cual creó la cuenta 40103023, Ingresos por aporte para el desarrollo y reclasificó ¢1,379 millones del superávit donado, equivalente a los registros netos del periodo julio - diciembre de 2009. En el periodo 2013 se reconocieron como ingresos ¢ 4,111 millones y en el 2014 por ¢3,812 millones.

b) Superávit por revaluación de activos productivos Una porción del superávit por revaluación de activos productivos que se incluye en el patrimonio se trasladó directamente a las utilidades no distribuidas en el momento de su realización, que corresponde con el superávit trasladado a utilidades acumuladas por ¢7,773,252 miles en 2013 y ¢8,099,725 en 2014 (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.

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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 de capital suscritas y pagadas en circulación al cierre del ejercicio.

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

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

Ganancias por acción común

Comparativo diciembre 2014 y 2013 Miles de colones

2014 2013 Utilidad del período ¢ (42,549,489) 4,421,481 Cantidad de acciones 63,318 63,318 Ganancia o pérdida por acción

(671,99)

69,83

Ganancias por acción común Comparativo diciembre 2013 y 2012

Miles de colones 2013 2012 Utilidad del período ¢ 4,421,481 7,659,500 Cantidad de acciones 63,318 63,318 Ganancia por acción 69,83 120,97

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s) Cuentas de orden

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

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 gastos en el periodo en que se haya incurrido en ellos. Cuando la Compañía completa la construcción de un activo apto por partes, y cada parte se pueda utilizar por separado mientras continúa la construcción de las restantes, la Compañía cesa la capitalización de los costos por préstamos cuando estén terminadas, sustancialmente, todas las actividades necesarias para preparar esa parte para el uso al que está destinada o para su venta. Los intereses acumulados que se han capitalizado son:

u) Normas de contabilidad emitidas recientemente

NIIF 9: Instrumentos financieros 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. La norma incluye tres capítulos referidos a reconocimiento y medición, deterioro en el valor de los activos financieros e instrumentos financieros de cobertura.

2014 2013 (en miles de colones) Proyecto en construcción Proyecto Hidroeléctrico Balsa Inferior ¢ 30,343,071 19,419,781 Total ¢ 30,343,071 19,419,781

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Esta Norma sustituye a la NIIF 9 de (2009), la NIIF 9 (2010) y la NIIF 9 (2013). Sin embargo, para los periodos anuales que comiencen antes del 1 de enero de 2018, una entidad puede optar por aplicar las versiones anteriores de la NIIF 9 en lugar de aplicar esta Norma, si, y solo si, la fecha correspondiente de la entidad de la aplicación inicial es anterior al 1 de febrero de 2015

NIIF 15: Ingresos de Actividades Ordinarias Procedentes de Contratos con Clientes

Norma Internacional de Información Financiera NIIF 15 Ingresos de Actividades Ordinarias procedentes de Contratos con Clientes (NIIF 15) establece los principios de presentación de información útil a los usuarios de los estados financieros sobre la naturaleza, importe, calendario e incertidumbre de los ingresos de actividades ordinarias y flujos de efectivo que surgen de contratos de una entidad con sus clientes.

La NIIF 15 se aplicará a periodos anuales que comiencen a partir del 1 de enero de 2017. Se permite su aplicación anticipada.

La NIIF 15 deroga:

(a) la NIC 11 Contratos de Construcción; (b) la NIC 18 Ingresos de Actividades Ordinarias; (c) la CINIIF 13 Programas de Fidelización de Clientes; (d) la CINIIF 15 Acuerdos para la Construcción de Inmuebles; (e) la CINIIF 18 Transferencias de Activos procedentes de Clientes; y (f) la SIC-31 Ingresos—Permutas de Servicios de Publicidad.

Los ingresos de actividades ordinarias son un dato importante, para los usuarios de los estados financieros, al evaluar la situación y rendimiento financieros de una entidad. Sin embargo, los requerimientos anteriores de reconocimiento de los ingresos de actividades ordinarias en las Normas Internacionales de Información Financiera (IFRS) diferían de los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados de los Estados Unidos de América (PCGA de los EE.UU.) y ambos conjuntos de requerimientos necesitaban mejoras. Los requerimientos de reconocimiento de los ingresos de actividades ordinarias de las NIIF previas proporcionaban guías limitadas y, por consiguiente, las dos principales Normas de reconocimiento de ingresos de actividades ordinarias, NIC 18 y NIC 11, podrían ser difíciles de aplicar en transacciones complejas. Además, la NIC 18 proporcionaba guías limitadas sobre muchos temas importantes de los ingresos de actividades ordinarias, tales como la contabilización de acuerdos con elementos múltiples. Por el contrario, los PCGA de los EE.UU. comprendían conceptos amplios de reconocimiento de ingresos de actividades ordinarias, junto con numerosos requerimientos para sectores industriales o transacciones específicos, los cuales daban lugar, en algunas ocasiones, a una contabilización diferente para transacciones económicamente similares.

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Por consiguiente, el Consejo de Normas Internacionales de Información Financiera (IASB) y el emisor nacional de normas de los Estados Unidos, el Consejo de Normas de Contabilidad Financiera (FASB), iniciaron un proyecto conjunto para clarificar los principios para el reconocimiento de los ingresos de actividades ordinarias y para desarrollar una norma común sobre ingresos de actividades ordinarias para las NIIF y los PCGA de los EE.UU. que: (a) eliminara las incongruencias y debilidades de los requerimientos

anteriores sobre ingresos de actividades ordinarias; (b) proporcionará un marco más sólido para abordar los problemas de los

ingresos de actividades ordinarias; (c) mejorará la comparabilidad de las prácticas de reconocimiento de

ingresos de actividades ordinarias entre entidades, sectores industriales, jurisdicciones y mercados de capitales;

(d) proporcionará información más útil a los usuarios de los estados financieros a través de requerimientos sobre información a revelar mejorados; y

(e) simplificara la preparación de los estados financieros, reduciendo el número de requerimientos a los que una entidad debe hacer referencia.

El principio básico de la NIIF 15 es que una entidad reconoce los ingresos de actividades ordinarias de forma que representen la transferencia de bienes o servicios comprometidos con los clientes a cambio de un importe que refleje la contraprestación a la cual la entidad espera tener derecho a cambio de dichos bienes o servicios. Una entidad reconoce los ingresos de actividades ordinarias de acuerdo con ese principio básico mediante la aplicación de las siguientes etapas: (a) Etapa 1: Identificar el contrato (o contratos) con el cliente—un contrato

es un acuerdo entre dos o más partes que crea derechos y obligaciones exigibles. Los requerimientos de la NIIF 15 se aplican a cada contrato que haya sido acordado con un cliente y cumpla los criterios especificados. En algunos casos, la NIIF 15 requiere que una entidad combine contratos y los contabilice como uno solo. La NIIF 15 también proporciona requerimientos para la contabilización de las modificaciones de contratos.

(b) Etapa 2: Identificar las obligaciones de desempeño en el contrato—un

contrato incluye compromisos de transferir bienes o servicios a un cliente. Si esos bienes o servicios son distintos, los compromisos son obligaciones de desempeño y se contabilizan por separado. Un bien o servicio es distinto si el cliente puede beneficiarse del bien o servicio en sí mismo o junto con otros recursos que están fácilmente disponibles para el cliente y el compromiso de la entidad de transferir el bien o servicio al cliente es identificable por separado de otros compromisos del contrato.

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(c) Etapa 3: Determinar el precio de la transacción—el precio de la transacción es el importe de la contraprestación en un contrato al que una entidad espera tener derecho a cambio de la transferencia de los bienes o servicios comprometidos con el cliente. El precio de la transacción puede ser un importe fijo de la contraprestación del cliente, pero puede, en ocasiones, incluir una contraprestación variable o en forma distinta al efectivo. El precio de la transacción también se ajusta por los efectos de valor temporal del dinero si el contrato incluye un componente de financiación significativo, así como por cualquier contraprestación pagadera al cliente. Si la contraprestación es variable, una entidad estimará el importe de la contraprestación a la que tendrá derecho a cambio de los bienes o servicios comprometidos. El importe estimado de la contraprestación variable se incluirá en el precio de la transacción solo en la medida en que sea altamente probable que no ocurra una reversión significativa del importe del ingreso de actividades ordinarias acumulado reconocido cuando se resuelva posteriormente la incertidumbre asociada con la contraprestación variable.

(d) Etapa 4: Asignar el precio de la transacción entre las obligaciones de

desempeño del contrato—una entidad habitualmente asignará el precio de la transacción a cada obligación de desempeño sobre la base de los precios de venta independientes relativos de cada bien o servicio distinto comprometido en el contrato. Si un precio de venta no es observable de forma independiente, una entidad lo estimará. En algunas ocasiones, el precio de la transacción incluye un descuento o un importe variable de la contraprestación que se relaciona en su totalidad con una parte del contrato. Los requerimientos especifican cuándo una entidad asignará el descuento o contraprestación variable a una o más, pero no a todas, las obligaciones de desempeño (o bienes o servicios distintos) del contrato.

(e) Etapa 5: Reconocer el ingreso de actividades ordinarias cuando (o a

medida que) la entidad satisface una obligación de desempeño—una entidad reconocerá el ingreso de actividades ordinarias cuando (o a medida que) satisface una obligación de desempeño mediante la transferencia de un bien o servicio comprometido con el cliente (que es cuando el cliente obtiene el control de ese bien o servicio). El importe del ingreso de actividades ordinarias reconocido es el importe asignado a la obligación de desempeño satisfecha. Una obligación de desempeño puede satisfacerse en un momento determinado (lo que resulta habitual para compromisos de transferir bienes al cliente) o a lo largo del tiempo (habitualmente para compromisos de prestar servicios al cliente). Para obligaciones de desempeño que se satisfacen a lo largo del tiempo, una entidad reconocerá un ingreso de actividades ordinarias a lo largo del tiempo seleccionando un método apropiado para medir el progreso de la entidad hacia la satisfacción completa de esa obligación de desempeño.

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Modificaciones a normas existentes: Agricultura: Plantas Productoras (Modificaciones a la NIC 16 y a la NIC 41) Una planta productora es una planta viva que: (a) se utiliza en la elaboración o suministro de productos agrícolas; (b) se espera que produzca durante más de un periodo; y (c) tiene una probabilidad remota de ser vendida como productos agrícolas,

excepto por ventas incidentales de raleos y podas. Importe en libros es el importe por el que se reconoce un activo, una vez deducidas la depreciación acumulada y las pérdidas por deterioro del valor acumuladas. Las plantas productoras se contabilizan de la misma forma que los elementos de propiedades, planta y equipo construidos por la propia entidad antes de que estén en la ubicación y condiciones necesarias para ser capaces de operar en la forma prevista por la gerencia. Por consiguiente, las referencias a "construcción" en esta Norma deben interpretarse como que cubren actividades que son necesarias para implantar y cultivar las plantas productoras antes de que estén en la ubicación y condición necesaria para ser capaces de operar en la forma prevista por la gerencia. Agricultura: Plantas Productoras (Modificaciones a la NIC 16 y a la NIC 41), emitida en junio de 2014, modificó los párrafos 3, 6 y 37 y añadió los párrafos 22A, y 81L a 81M. Una entidad aplicará esas modificaciones a periodos anuales que comiencen a partir del 1 de enero de 2016. Se permite su aplicación anticipada. Si una entidad aplica esas modificaciones en un periodo que comience con anterioridad, revelará este hecho. Una entidad aplicará esas modificaciones de forma retroactiva, de acuerdo con la NIC 8, excepto por lo que se especifica en el párrafo 81M. En el periodo de presentación en que se aplique por primera vez Agricultura: Plantas Productoras (Modificaciones a la NIC 16 y a la NIC 41), una entidad no necesita revelar la información cuantitativa requerida por el párrafo 28(f) de la NIC 8 para el periodo corriente. Sin embargo, una entidad presentará la información cuantitativa requerida por el párrafo 28(f) de la NIC 8 para cada periodo anterior presentado. Una entidad puede optar por medir una partida de plantas productoras a su valor razonable al comienzo del primer periodo presentado en los estados financieros para el periodo de presentación en el cual la entidad aplique por primera vez Agricultura: Plantas Productoras (Modificaciones a la NIC 16 y a la NIC 41) y utilice ese valor razonable como su costo atribuido en esa fecha. Cualquier diferencia entre el importe en libros anterior y el valor razonable se reconocerá en las ganancias acumuladas iniciales al comienzo del primer periodo presentado.

- 28 -

Aclaración de los Métodos Aceptables de Depreciación y Amortización (Modificaciones a las NIC 16 y NIC 38) No es apropiado un método de depreciación que se base en los ingresos de actividades ordinarias que se generan por una actividad que incluye el uso de un activo. Los ingresos de actividades ordinarias generados por una actividad que incluye el uso de un activo, generalmente, reflejan factores distintos del consumo de los beneficios económicos de dicho activo. Por ejemplo, los ingresos de actividades ordinarias se ven afectados por otra información y procesos, actividades de venta y cambios en los volúmenes de ventas y precios. El componente del precio de los ingresos de actividades ordinarias puede verse afectado por la inflación, la cual no tiene relación con la forma en que se consume el activo Aclaración de los Métodos Aceptables de Depreciación y Amortización (Modificaciones a las NIC 16 y NIC 38), emitido en mayo de 2014, modificó el párrafo 56 y añadió el párrafo 62A. Una entidad aplicará esas modificaciones de forma prospectiva a los periodos anuales que comiencen a partir del 1 de enero de 2016. Se permite su aplicación anticipada. Si una entidad aplica las modificaciones en un periodo que comience con anterioridad, revelará este hecho. El Método de la Participación en los Estados Financieros Separados (Modificaciones a la NIC 27) Estados financieros separados son los presentados por una controladora (es decir, un inversor con el control de una subsidiaria) o un inversor con control conjunto en una participada o influencia significativa sobre ésta, entidad en los que ésta podría elegir, sujeta a los requerimientos de esta norma, contabilizar sus inversiones en subsidiarias, negocios conjuntos y asociadas se contabilizan al costo, o de acuerdo con la NIIF 9 Instrumentos Financieros, o utilizando el método de la participación como se describe en la NIC 28 Inversiones en Asociadas y Negocios Conjuntos. Cuando una entidad elabore estados financieros separados, contabilizará las inversiones en subsidiarias, negocios conjuntos y asociadas: (a) al costo, o; (b) de acuerdo con la NIIF 9.; o (c) utilizando el método de la participación tal como se describe en la NIC

28.

- 29 -

La entidad aplicará el mismo tratamiento contable a cada categoría de inversión. Las inversiones contabilizadas al costo o utilizando el método de la participación se contabilizarán de acuerdo con la NIIF 5 Activos No Corrientes Mantenidos para la Venta y Operaciones Discontinuadas en aquellos casos en que éstas se clasifiquen como mantenidas para la venta o para distribución (o se incluyan en un grupo de activos para su disposición que se clasifique como mantenido para la venta o para distribución). En estas circunstancias, no se modificará la medición de las inversiones contabilizadas de acuerdo con la NIIF 9. El Método de la Participación en los Estados Financieros Separados (Modificaciones a la NIC 27), emitida en agosto de 2014, modificó los párrafos 4 a 7, 10, 11B y 12. Una entidad aplicará esas modificaciones a los periodos anuales que comiencen a partir del 1 de enero de 2016 de forma retroactiva de acuerdo con la NIC 8 Políticas Contables, Cambios en las Estimaciones Contables y Errores. Se permite su aplicación anticipada. Si una entidad aplica esas modificaciones en un periodo que comience con anterioridad, revelará este hecho. Venta o Aportación de Activos entre un Inversor y su Asociada o Negocio Conjunto (Modificaciones a la NIIF 10 y la NIC 28) Pérdida de control Cuando una controladora pierda el control de una subsidiaria, la controladora: (a) Dará de baja en cuentas los activos y pasivos de la antigua subsidiaria del

estado de situación financiera consolidado. (b) Cuando se pierda el control, reconocerá cualquier inversión conservada en

la antigua subsidiaria a su valor razonable, y posteriormente contabilizará dicha inversión y los importes adeudados por la antigua subsidiaria o a ésta, de acuerdo con las NIIF correspondientes. Esa participación conservada a valor razonable se medirá nuevamente, como se describe en los párrafos B98(b)(iii)y B99A. El valor nuevamente medido en la fecha en que se pierde el control se considerará como el valor razonable en el momento del reconocimiento inicial de un activo financiero de acuerdo con la NIIF 9 o el costo en el momento del reconocimiento inicial de una inversión en una asociada o negocio conjunto, si procede.

(c) Reconocerá la ganancia o pérdida asociada con la pérdida de control

atribuible a la anterior participación controladora, como se especifica en los párrafos B98 a B99A.

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Venta o Aportación de Activos entre un Inversor y su Asociada o Negocio Conjunto (Modificaciones a la NIIF 10 y NIC 28), Emitida en setiembre de 2014, modificó los párrafos 25 y 26 y añadió el párrafo B99A. Una entidad aplicará esas modificaciones de forma prospectiva a transacciones que tengan lugar en periodos anuales que comiencen a partir del 1 de enero de 2016. Se permite su aplicación anticipada. Si una entidad aplicase las modificaciones en un periodo que comience con anterioridad, revelará ese hecho. Contabilización de Adquisiciones de Participaciones en Operaciones Conjuntas (Modificaciones a la NIIF 11) Esta NIIF requiere que la adquirente de una participación en una operación conjunta cuya actividad constituye un negocio, tal como se define en la NIIF 3 Combinaciones de Negocios, aplique todos los principios sobre la contabilización de las combinaciones de negocios de la NIIF 3 y otras NIIF, excepto aquellos que entren en conflicto con las guías de esta NIIF. Además, la adquirente revelará la información requerida por la NIIF 3 y otras NIIF para combinaciones de negocios. Contabilización de Adquisiciones de Participaciones en Operaciones Conjuntas (Modificaciones a la NIIF 11), emitida en mayo de 2014, modificó el encabezamiento después del párrafo B33 y añadió párrafos. Si una entidad aplica estas modificaciones pero no aplica todavía la NIIF 9, la referencia en estas modificaciones a la NIIF 9 deberá interpretarse como una referencia a la NIC 39 Instrumentos Financieros: Reconocimiento y Medición. Modificaciones a la NIIF 11—mayo de 2014. Una entidad aplicará esas modificaciones de forma prospectiva a los periodos anuales que comiencen a partir del 1 de enero de 2016. Se permite su aplicación anticipada. Si una entidad aplica esas modificaciones en un periodo que comience con anterioridad, revelará este hecho. Beneficios a empleados (Modificaciones a la NIC 19 Se modifica esta norma para reconocer que la tasa de descuento a ser utilizada debe corresponder con bonos en la moneda local. La fecha de transición es para los periodos que comiencen en o después del 1 de enero del 2016 pudiendo aplicarlo anticipadamente debiendo revelar ese hecho. Cualquier ajuste por su aplicación debe realizarse contra las utilidades retenidas al inicio del periodo.

- 31 -

Los inmuebles, maquinaria, equipo y obras en construcción al 31 de diciembre de 2014 y 2013 se detallan como sigue:

Costo

Plantas

hidroeléctricas

Red de

distribución

Alumbrado

público

Otras

propiedades

Obras en

construcción (1)

Adelanto de

obras Total

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

Adiciones 282,849 10,875,158 1,612,822 2,180,459 76,096,415 8,358,079 99,405,782

Retiros 0 (1,126,654) (74,511) (1,213,016) (12,983,403) (15,397,584)

Ajustes y traspasos 0 30,046 (100) 82,692 (5,428,481) (5,315,843)

Saldos al 31 de diciembre de 2013 (A) ¢ 50,416,408 143,631,838 12,669,130 48,642,715 154,915,823 8,358,079 418,633,993

Adiciones 157,556,386 25,337,312 1,213,474 38,956,717 50,373,706 9,425,394 282,862,989

Retiros 0 (887,523) (52,161) (792,027) (194,889,190) (13,659,735) (210,280,636)

Ajustes y traspasos 0 0 0 39,952 (3,798,974) 0 (3,759,022)

Deterioro (26,676,938) (2,206,280) 0 (5,980,083) (34,863,301)

Saldos al 31 de diciembre de 2014 (A) ¢ 181,295,856 165,875,347 13,830,443 80,867,274 6,601,365 4,123,738 452,594,023

Revaluación

Plantas

hidroeléctricas Red de Alumbrado Otras Obras Adelanto de

distribución público propiedades en construcción (1) obras Total

Saldos al 31 de diciembre de 2012 (B) 70,431,066 176,733,171 11,796,719 47,516,652 0 0 306,477,608

Revaluación anual 3,045,704 8,318,183 601,804 2,333,767 0 0 14,299,458

Retiros 0 (1,527,708) (125,995) (537,377) 0 0 (2,191,080)

Ajustes y traspasos (325,825) (2,180,273) 49,652 141,848 0 0 (2,314,598)


Revaluación anual 8,518,496 21,538,628 1,698,315 3,437,092 0 0 35,192,531

Retiros 0 (1,353,120) (94,295) (250,511) 0 0 (1,697,926)

Ajustes y traspasos 0 0 0 76,240 0 0 76,240


Total al 31 de diciembre de 2014 (A+B) ¢ 262,965,297 367,404,228 27,756,643 133,584,985 6,601,365 4,123,738 802,436,256

(1) Ver anexo 1.

(2) Ver anexo 12. Sigue…

Nota 3 Inmuebles, maquinaria y equipo

Detalle de inmuebles, maquinaria y equipo

(en miles de colones)

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Detalle de inmuebles, maquinaria y equipo

Depreciación costo

Plantas hidroeléctricas

Red de distribución

Alumbrado público

Otras propiedades

Obras en construcción (1)

Adelanto de obras Total

Saldos al 31 de diciembre de 2012 (A) 9,394,164 29,245,979 1,960,395 15,547,307 0 0 56,147,845

Depreciación 1,151,264 4,846,617 412,090 1,781,675 0 0 8,191,646

Depreciación centros de servicio 0 0 0 886,185 0 0 886,185

Ajustes 0 0 29,042 13,792 0 0 42,834

Retiros 0 (408,275) (72,028) (1,029,919) 0 0 (1,510,222)

Saldos al 31 de diciembre de 2013 (A) ¢ 10,545,428 33,684,321 2,329,499 17,199,040 0 0 63,758,288

Depreciación 1,719,868 5,240,905 461,317 1,835,284 0 0 9,257,374


Ajustes 1,665,183 0 0 198,033 0 0 1,863,216

Retiros 0 (201,563) (24,400) (650,773) 0 0 (876,736)

Saldos al 31 de diciembre de 2014 (A) ¢ 13,930,479 38,723,663 2,766,416 19,447,247 0 0 74,867,805

Depreciación revaluación

Planta hidroeléctrica

Red de distribución

Alumbrado público

Otras propiedades

Obras en construcción (1)

Adelanto de obras Total


Depreciación 1,787,804 4,967,142 311,181 511,000 0 0 7,577,127


Revaluación anual 833,322 3,483,060 233,733 454,620 0 0 5,004,735

Ajuste 0 (1,272,017) 47,997 (13) 0 0 (1,224,033)

Retiros 0 (1,091,924) (121,796) (496,976) 0 0 (1,710,696)


Depreciación 1,906,244 5,161,876 329,172 524,642 0 0 7,921,934


Revaluación anual 2,557,328 9,093,185 661,439 707,133 0 0 13,019,085

Ajuste 0 0 0 (596) 0 0 (596)

Retiros 0 (984,385) (45,460) (239,414) 0 0 (1,269,259)


Saldos 31 de diciembre de 2014 (A+B) 44,608,209 139,038,744 9,733,932 32,067,470 0 0 248,469,572

Saldo neto:

Al 31 de diciembre de 2013 ¢ 86,807,767 185,936,467 15,257,378 66,030,135 154,915,823 8,358,079 517,305,649

Al 31 de diciembre de 2014 ¢ 218,357,088 210,055,466 16,640,643 98,188,384 6,601,365 4,123,738 553,966,684

…..viene

- 33 -

Nota 4 Efectos por cobrar Los efectos por cobrar al 31 de diciembre se detallan como sigue:

2014 2013


Corto plazo

Largo plazo

Corto Plazo Largo Plazo

P.T Moín III, finiquito (1)

Principal ¢ 0 0

937,720 0

Intereses

0 0

17,637 0 Eólico Valle Central

0 0

0 0 Principal 0 0 401,976 1,256,175 Intereses 0 0 58,264 0 Conv. CNFL-MINAE (2) 16,266 634,397 0 0 Funcionarios 1,798 951 2,503 2,906 Convenios de pago

224,520 0

54,574 0

En trámite judicial

108,359 0

108,359 0 Estimación incobrables

(11,507) 0

(11,507) 0

Total ¢ 339,436 635,348

1,569,526 1,259,081

(1). Ver nota 26 Contrato Planta Moín III (2). Ver nota 26

Nota 5 Otros activos

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

2014

2013


Inmueble, Maq. y Equipo Fuera Operación ¢ 14,095,290

13,455,156 Menos: Depreciación acumulada

(6,748,096)

(6,430,448)

Neto, Maquinaria y equipo fuera de operación

7,347,194

7,024,708 Centros de servicio

279,431

170,460

Garantías de cumplimiento ambiental

121,413

117,793 Fondo de Ahorro y Préstamo

200,000

200,000

Plusvalía Adquisición EVCSA (1)

2,813,135

0 Servidumbres

31,951

31,951

Absorción Costos Compra y Desarrollo (2)

3,124,929

4,390,089 Software en proceso de desarrollo (3)

583,286

1,719,240

Costos proyectos de generación (4)

866,080

866,080 Otros (5)

15,254

15,318

Total ¢ 15,382,673

14,535,639

- 34 -

(1) En el mes de julio de 2014 se registró la liquidación de cuentas por cobrar y pagar a EVCSA, debido a su absorción por parte de la CNFL produciéndose una plusvalía (goodwill) igual a ¢ 2,813 millones.

(2) La disminución en 2014 corresponde a la amortización que se registra

mensualmente.

2014

2013 Absorción Costos Compra y Desarrollo (en miles de colones) Tecnologías de Información ¢ 89,988 84,643 Licencias Convenio ICE-MICROSOFT 0 0 Sistema Master Lex (Jurisprudencia)

2,114

Sistema A.I.D.I. 78,482 213,605 Sistema Atención Telefónica

3,384

Sección Administración de la Energía 9,383 12,281 Sistema SIPROCOM 2,789,212 3,860,061 Sistema Información Geográfica Eléctrica - SIGEL 131,944 159,198 Software Control Builder - Planta Brasil 8,507 0 Departamento de Comunicaciones 0 4,231 Sección Centro de Control Energía 1,119 3,192 Departamento Sistemas de Potencia

722

Departamento de Operación

279 Dirección de Innovación y Eficiencia Energética

2,033

Sistema S.I.R.H. 16,294 44,346 ¢ 3,124,929 4,390,089

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

2014 2013


Sistema AIDI ¢ 363,075 236,258 Portal Empresarial 27,345 20,964 Sistema SIPROCOM 0 1,395,665 Sistema Mer-Link 97,672 66,353 Sistema ACRE 56,324 0 Sistema SIRH 35,673 0 Desarrollo de programas informáticos 3,003 0 Sistema Administ. Bienes Inmuebles 194 0

Total ¢ 583,286 1,719,240

- 35 -

(4) 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.

(5) Corresponde a varios depósitos de garantía, según el siguiente detalle

2014

2013 (en miles de colones)

Depósitos Garantía ICE (Teléfonos) ¢ 7,755

7,755 Depósitos Garantía ICE (EVCSA) 811 0 Garantías por recaudación I.C.A.A. 3,265

3,265

Garantías por alquiler de inmuebles 3,423

4,298 Total ¢ 15,254

15,318

Nota 6 Inversiones a largo plazo

Al 31 de diciembre las inversiones a largo plazo incluyen:

2014 2013


Eólico Valle Central, S.A. (1) ¢ 0

14,225,497 Empresa Propietaria de Red 252,317

252,317

Ingeniería Energética, S.A. (INESA)

100

100 Red Centroa. Telecomunicaciones S.A.

10,137

10,137

Total ¢ 262,554

14,488,051

(1) Construcción de planta de generación eólica mediante una sociedad establecida

entre el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE) y la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. En Julio de 2014 la CNFL absorbió a la empresa EVCSA.

- 36 -

Nota 7 Efectivo y equivalentes de efectivo Al 31 de diciembre el efectivo y equivalentes se detallan como sigue:

(1) Inversiones en valores a plazo US$1,000,000.00 al 0,75%, vencimiento 10-03-2014

con el Banco de Nacional de Costa Rica.

Nota 8 Cuentas por cobrar

Al 31 de diciembre las cuentas por cobrar son:

2014

2013


Consumidores ¢ 21,821,286

20,739,229 Servicios liquidados, Convenios, y otros

1,690,873

1,633,180

Gobierno de Costa Rica

683,470

750,344 Ministerio de Hacienda retención impuesto

625,977

109,486

Adelanto Impuesto sobre Ventas

113,050

110,410 Retenciones impuesto sobre la renta 2%

186,341

787,092

Crédito fiscal impuesto sobre las ventas

1,451,273

1,513,349 ICE (Nota 11) 690,097

578,871

Eólico Valle Central (1) 0

13,342,204 Daños a instalaciones eléctricas

918,809

730,203

Otras Cuentas por Cobrar

453,443

339,336 Convenios iluminación instituciones públicas

52,960

82,111

Subtotal

28,687,579

40,715,815 Estimación cuentas de cobro dudoso, consumidores

(357,607)

(961,077)

Estimación cuentas de cobro dudoso, gobierno

(15,000)

(15,000) Estimación cuentas de cobro dudoso, daños instalaciones

(918,809)

(729,736)

Total ¢ 27,396,163

39,010,002

2014 2013 (en miles de colones) Efectivo en cuentas bancarias Bancos del Estado ¢ 1,385,783 3,218,402 Fondos de trabajo 10,000 10,000 Fondos con finalidad específica Amortización deuda a largo plazo 3,258,782 2,468,447 Pago de servicios al ICE en colones 3,421,475 1,667,046 Inversiones en valores (1) 0 501,970 Total ¢ 8,076,040 7,865,865

- 37 -

(1) En el mes de setiembre 2013 se registró la suma de $ 26.55 millones, que corresponde al pago adelantado; principal e intereses, de la deuda que EVCSA tenía con el BCIE. Esto se realizó con base en los acuerdos tomados por el Consejo de Administración en la Sesión # 2340, artículo 2, inciso c), celebrada el 30 de junio de 2013 y en la Sesión # 2344, artículo 2, inciso a), celebrada el 30 de setiembre de 2013. El saldo es igual a ¢ 13,342 millones. En el mes de julio de 2014 se limpió dicho saldo, por motivo de la absorción de la empresa EVCSA por parte de la CNFL.

Nota 9 Inventarios

Al 31 de diciembre los inventarios se componen de:

(1) Inventarios de almacenes trasladados a proyectos en construcción (anexo 2), en los periodos 2014 y 2013.

2014 2013 (en miles de colones) En almacenes ¢ 7,332,948 8,232,902

En tránsito 384,649 1,172,647

7,717,597 9,405,549 Materiales asignados a proyectos (1) (3,269,599) (3,798,975) Estimación para obsolescencia (29,715) (54,558)

Total ¢ 4,418,283 5,552,016

- 38 -

Nota 10 Deuda a largo plazo

2014

Ajustes por

Tasa de Saldo al diferencial Porción Largo

Dólares Colones Usado interés 31/12/2013 Amortización cambiario Aumentos Colones Dólares circulante plazo

Préstamos y Convenios ICE

Convenio Financiamiento Saldo Facturación 0 35,000,000 35,000,000 16,000,000 (7,645,300) 0 19,000,000 27,354,700 0 26,661,401 693,299

0 35,000,000 35,000,000 16,000,000 (7,645,300) 0 19,000,000 27,354,700 0 26,661,401 693,299

Bancos

Emisión Bonos Serie B - Año 2010 0 ¢ 15,000,000 15,000,000 11.45 % Anual 15,000,000 0 0 0 15,000,000 0 0 15,000,000

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

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

Emisión Bonos Serie B-4 Año 2013 0 10,300,000 10,300,000 10,300,000 0 0 0 10,300,000 0 0 10,300,000

0 52,300,000 52,300,000 52,300,000 0 0 0 52,300,000 0 0 52,300,000

Otros

Inst.Crédito Oficial España-Deutsche Bank 25,628,277 0 25,628,277 0,70% anual 12,217,527 (704,301) 976,922 0 12,490,148 23,035 693,897 11,796,251

Deutsche Bank, Sociedad Anónima Española 25,628,277 0 25,628,277 5,86% anual 1,928,950 (1,394,636) 159,535 0 693,849 1,280 693,849 0

Préstamo KFW 1 26,500,000 0 26,500,000 5.11% anual 6,657,728 (1,446,264) 536,069 0 5,747,533 10,600 1,436,883 4,310,649

Préstamo KFW 2 9,500,000 0 9,500,000 3.61% anual 3,102,752 (518,472) 248,820 0 2,833,100 5,225 515,109 2,317,991

BICSA Línea de Crédito ($3 millones) 3,000,000 0 3,000,000 5% anual 1,507,410 (217,976) 120,825 0 1,410,259 2,601 108,374 1,301,886

BICSA Línea de Crédito ($25 millones) 25% 2,996,000 0 2,996,000 1,505,516 (173,431) 120,431 0 1,452,516 2,679 172,887 1,279,629

Banco de Costa Rica 0 40,428,250 40,428,250 TBP+2%, 3er año TBP+3% 40,428,250 (412,121) 0 0 40,016,129 0 626,753 39,389,376

BICSA ($12 millones) 75% 9,004,000 0 9,004,000 4,50% anual 4,524,124 (520,293) 361,893 0 4,365,724 8,051 519,531 3,846,193

Banco de Des. Econ. Y Soc. de Brasil 44,233,963 0 33,404,800 4,07% 11,522,895 0 977,712 5,612,144 18,112,751 33,405 902,926 17,209,824

Préstamo BNCR-BCR Proy. Balsa Inferior 25,693,140 0 24,384,671 Libor (6) + 5,75 4,830,996 (153,437) 290,570 8,101,254 13,069,383 24,104 354,506 12,714,879

Préstamo BNCR-BCR Proy. Eólico Valle Central 44,306,860 0 44,306,860 Libor (6) + 5,75 22,262,868 (262,871) 1,762,892 0 23,762,889 43,825 547,862 23,215,026

Préstamo BNCR Subestación Coronado 5,680,000 0 4,900,424 Libor (6) + 5,25% 696,744 0 48,481 1,911,883 2,657,108 4,900 39,142 2,617,966

Préstamo BNCR Planta Ventanas 8,648,381 864,838 Libor (6) + 5,25% 0 0 22,140 446,792 468,932 865 4,932 464,000

Préstamo Global Bank Corporation 10,000,000 10,000,000 Libor (6) + 3,25% 0 (6,889,605) (123,401) 7,013,006 0 0 0 0

240,818,898 40,428,250 260,546,397 111,185,760 (12,693,407) 5,502,889 23,085,079 127,080,321 160,570 6,616,651 120,463,670

Totales US$ 240,818,898 ¢ 127,728,250 347,846,397 ¢ 179,485,760 (20,338,707) 5,502,889 42,085,079 206,735,021 160,570 33,278,052 173,456,969

Al 31 de diciembre de 2014 la deuda a largo plazo en miles de colones se detalla de la siguiente manera:

Total autorizado

- 39 -

2013Ajustes por

Tasa de Saldo al diferencial Porción LargoDólares Colones Usado interés 31/12/2012 Amortización cambiario Aumentos Colones Dólares circulante plazo

Préstamos y Convenios ICE Convenio Financiamiento Saldo Facturación 0 16,000,000 16,000,000 0 0 0 16,000,000 16,000,000 0 7,661,401 8,338,599

0 16,000,000 16,000,000 0 0 0 16,000,000 16,000,000 0 7,661,401 8,338,599

Bancos

Emisión Bonos Serie B - Año 2010 0 ¢ 15,000,000 15,000,000 11.45 % Anual 15,000,000 0 0 0 15,000,000 0 0 15,000,000

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

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

Emisión Bonos Serie B-4 Año 2013 0 10,300,000 10,300,000 0 0 0 10,300,000 10,300,000 0 0 10,300,000

0 52,300,000 52,300,000 42,000,000 0 0 10,300,000 52,300,000 0 0 52,300,000

Otros

Inst.Crédito Oficial España-Deutsche Bank 25,628,277 0 25,628,277 0,70% anual 13,033,575 (640,206) (175,842) 0 12,217,527 24,315 643,027 11,574,500

Deutsche Bank, Sociedad Anónima Española 25,628,277 0 25,628,277 5,86% anual 3,258,168 (1,281,334) (47,884) 0 1,928,950 3,839 1,285,332 643,618

Préstamo KFW 1 26,500,000 0 26,500,000 5.11% anual 8,096,758 (1,329,452) (109,578) 0 6,657,728 13,250 1,331,546 5,326,182

Préstamo KFW 2 9,500,000 0 9,500,000 3.61% anual 3,628,265 (476,596) (48,917) 0 3,102,752 6,175 477,346 2,625,406

BICSA Línea de Crédito ($3 millones) 3,000,000 0 3,000,000 5% anual 1,527,688 0 (20,278) 0 1,507,410 3,000 201,613 1,305,797

BICSA Línea de Crédito ($25 millones) 25% 2,996,000 0 2,996,000 1,503,988 0 1,528 0 1,505,516 2,996 160,213 1,345,303

Banco de Costa Rica 0 40,428,250 40,428,250 TBP+2%, 3er año TBP+3% 31,549,569 0 0 8,878,681 40,428,250 0 0 40,428,250

BICSA ($12 millones) 75% 9,004,000 0 9,004,000 4,50% anual 4,606,772 0 (82,648) 0 4,524,124 9,004 481,444 4,042,680

Banco de Des. Econ. Y Soc. de Brasil 44,233,963 0 25,765,882 4,07% 0 0 21,821 11,501,074 11,522,895 22,933 0 11,522,895

Préstamo BNCR-BCR Proy. Balsa Inferior 25,693,140 0 9,614,497 Libor (6) + 5,75 0 0 13,068 4,817,928 4,830,996 9,614 218,814 4,612,182

Préstamo BNCR-BCR Proy. Eólico Valle Central 44,306,860 0 44,306,860 Libor (6) + 5,75 0 0 41,649 22,221,219 22,262,868 44,307 377,337 21,885,531

Préstamo BNCR Subestación Coronado 5,680,000 0 1,386,638 Libor (6) + 5,25% 0 0 1,712 695,032 696,744 1,387 0 696,744

222,170,517 40,428,250 223,758,681 67,204,783 (3,727,588) (405,369) 48,113,934 111,185,760 140,820 5,176,672 106,009,088

Totales US$ 222,170,517 ¢ 108,728,250 292,058,681 ¢ 109,204,783 (3,727,588) (405,369) 74,413,934 179,485,760 140,820 12,838,073 166,647,687

Total autorizado

Al 31 de diciembre de 2013 la deuda a largo plazo en miles de colones se detalla de la siguiente manera:

- 40 -

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

2014 2013

Activo

Efectos por cobrar, principal ¢ 0 937,720

Efectos por cobrar, intereses 0 17,637

Cuentas por cobrar 690,097 578,871

Depósitos en garantía por servicios teléfonicos 8,566 7,755

698,663 1,541,983

Pasivo

Cuentas por pagar 33,804,512 31,276,905

33,804,512 31,276,905

Ingresos

Venta de servicio eléctrico 6,927,397 6,857,681

Alquiler de postes 1,142,804 1,387,517

Alquiler de ductos 186,587 171,121

Planta térmica Moín III, finiquito 10,820 53,987

Alquiler terrenos Subestación Uruca 0 0

Comisión venta tarjetas telefónicas 0 0

Comisión cobro recibos telefónicos 4,467 4,701

Servicios varios 552,174 494,628

Comisión recibos eléctricos 17 16

8,824,266 8,969,651

Gastos

Compra de energía 238,185,233 243,572,072

Servicios telefónicos 184,500 198,686

Dividendos pagados 0 0

¢ 238,369,733 243,770,758

Nota 11 Operaciones con el Instituto Costarricense de Electricidad

- 41 -

Nota 12 Prestaciones legales Por acuerdo en la Convención Colectiva de Trabajo firmada con sus empleados la Compañía reconoce por el auxilio de cesantía un porcentaje sobre el cálculo de los veinte salarios de cesantía conforme al número de años de servicio y de acuerdo con la siguiente tabla:

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

La política para el registro de las prestaciones legales por parte de la Compañía se modificó (ver Nota 2, Resumen de políticas de contabilidad). La situación de las prestaciones legales se resume a continuación: Concepto / Año 2014 2013


Valor presente de la obligación ¢ 21,824,359 23,969,574 Ganancias (pérdidas) actuariales no reconocidas 0 0 Acumulado contable ¢ 21,824,359 23,969,574

Composición acumulado contable

2014 2013


Prestaciones contables ¢ 6,926,725 10,467,414 Prestaciones contables corto plazo 1,000,000 1,000,000 Trasladado ASEFYL

13,897,634 12,502,160

Total ¢ 21,824,359 23,969,574

La NIC 19, Beneficios a empleados, fue variada a partir de los periodos que comienzan en después del 1 de enero del 2013. Los cambios en esta norma requirieron una revisión por parte de la Compañía de la metodología utilizada hasta el momento para el reconocimiento de la provisión para este beneficio definido.

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Los cambios a la NIC 19 requieren que las variaciones en la provisión derivados de los cambios en los supuestos actuariales se reconozcan directamente en Otros resultados integrales. La Compañía debido a la variable de la convención colectiva y los aportes a la asociación solidarista (no previstos en la NIC 19) mantiene un cálculo de la provisión cuya metodología fue variada en el periodo 2013 para reconocer el valor del dinero en el tiempo de los aportes a la asociación solidarista tratándose esto como un cambio en una estimación como está definido en la NIC 8. El cambio de metodología requirió una disminución de la provisión por ¢ 6,141,031 (miles). La variación en la política contable como está requerido en la NIC 19 modificada para reconocer las variaciones en los supuestos se aplicará a partir del periodo 2014 debido que los supuestos actuariales permanecieron sin cambios en el 2011 y 2012 por lo que el efecto de los primeros cambios en los supuestos serán incluidos en Otros Resultados Integrales en los estados financieros del 2014. Las premisas actuariales utilizadas son:

2014 2013

Años asignados 40 años 40 años Tasa de descuento 10.55% 8.5% Inflación proyectada 5.13% 3.68%

Los beneficios definidos se reconocen por cuanto la Compañía por medio de su convención colectiva reconoce a sus funcionarios 20 salarios de beneficio de terminación. Este beneficio se cancela a la terminación del empleo y se paga en parte por los aportes realizados a ASEFYL los cuales son un plan de aportes definidos y se calculan con base en beneficios de terminación calculados mensualmente y por medio del pasivo reconocido en los estados financieros el cual es un plan de beneficios definidos. Para los estudios del año 2014 se estableció como parámetros de referencia: la tasa de inflación es igual a la tasa del 31 de diciembre del año anterior y la tasa de descuento resultante de la emisión de bonos Serie B-4 que tiene una tasa igual a TBP + 3.43% menos el 8% de Impuesto sobre la renta. Al 30 de abril de 2014 y 30 de setiembre de 2014, se aplicó la tasa de descuento igual a 10.05% (6.70 + 3.43-.08) y una tasa de inflación igual a 3.68%. En diciembre de 2014, se actualizó el cálculo con estos mismos factores, con el fin de determinar el costo del servicio pasado (NIC 19, párrafo 103), produciéndose una reversión de la provisión por ¢ 4,917 millones por tener un exceso. Una vez hechos los ajustes, se actualizó nuevamente el cálculo aplicando la tasa de descuento de 10.55% e inflación 5.13%, datos al 31 de diciembre de 2014, registrándose un aumento en la provisión por ¢ 1,503 millones.

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Análisis de sensibilidad La NIC 19 requiere un análisis de sensibilidad utilizando los supuestos actuariales. Los supuestos actuariales significativos para la determinación de las obligaciones definidas por beneficios de cesantía son la tasa de descuento, años de retiro del empleado y aumentos de salario (inflación). El análisis de sensibilidad que se revela a continuación se basa en cambios razonables de los supuestos. Si la tasa de descuento hubiese sido 1% mayor (menor) la obligación definida disminuiría en ¢ 2,533,294,034 (miles) (aumentaría en ¢ 3,012,237,104 (miles) si todos los demás supuestos se mantienen constantes. Si el crecimiento esperado de los salarios aumentara (disminuyera) en 1% la obligación definida aumentaría (disminuiría) en ¢ 2,306,945,442 (miles) (¢ 1,929,931,379) si todos los demás supuestos se mantienen constantes respectivamente. Si la edad de retiro aumenta en 1 año la obligación definida disminuiría en ¢ 1,131,238,578 (miles) y si disminuye en un año aumentaría en ¢ 1,182,175,155 (miles) si todos los demás supuestos se mantienen constantes.

Nota 13 Cuentas por pagar El detalle de las cuentas por pagar al 31 de diciembre se presenta a continuación:

2014 2013


ICE (1) ¢ 33,804,512 31,276,905 Proveedores

3,819,040 4,648,934

FAP

1,165,393 1,243,806 Dividendos por pagar

5,603 6,199

Depósitos de terceros

3,526,334 3,564,430 Total ¢ 42,320,882 40,740,274

(1) Ver nota 11

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Nota 14 Gastos acumulados por pagar

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

2014 2013


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

1,392,141 1,110,172

Cargas sociales patronales

112,027 932,054 Vacaciones

1,198,195 2,763,299

Salario escolar

3,844,875 4,904,156 Otras provisiones

4,931,445 280,056

Impuestos y cánones

3,328,383 84,966 Subtotal

15,807,066 11,074,703

Provisiones por litigios

97,985 296,050 Total ¢ 15,905,051 11,370,753

Nota 15 Ganancia por acción

La utilidad o pérdida por acción básica se calcula con base en la utilidad neta atribuible a las accionistas comunes de (¢42,549,489) miles en el 2014 (¢4,121,481 miles en 2013) y el promedio ponderado del número de acciones comunes en circulación durante los años terminados el 31 de diciembre de 2014 y 2013, de 63,318 miles de acciones, no existiendo aumentos o disminuciones para ambos periodos, calculado como sigue:

2014 2013

Utilidad neta atribuida a los accionistas comunes ¢ (42,549,489) 4,421,481 Promedio ponderado de acciones ordinarias:

Acciones ordinarias en circulación al inicio del año

63,318 63,318 Aumento de acciones en el año

0

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

circulación al final del año 63,318 63,318 Utilidad por acción común en circulación ¢ (671,99) 69,83

Nota 16 Patrimonio

Al 31 de diciembre de 2014 y 2013 y por los años terminados en esas fechas las transacciones en el patrimonio se describen como sigue:

a- Aportes para desarrollo

Para el año 2013 se trasladó el aporte para el desarrollo acumulado al Superávit Ganado (¢13,407 millones), ya que actualmente las líneas de distribución que son traspasadas a la CNFL por terceros se registran como un ingreso y no como Superávit Donado.

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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 2012 ¢ 166,092,846 Traslado al superávit ganado (1) (7,773,252) Superávit ganado por activos retirados (483,731) Revaluación de activos productivos en el 2013 (2) 9,499,156 Ajustes al superávit por revaluación Impuesto sobre la renta diferido pasivo

(1,121,568) (52,815)

Saldo al 31 de diciembre de 2013 ¢ 166,160,636

Saldo al 31 de diciembre de 2013 ¢ 166,160,636 Traslado al superávit ganado (1) (8,099,725) Superávit ganado por activos retirados (428,677) Revaluación de activos productivos en el 2014 (2) 22,664,605 Ajustes al superávit por revaluación Impuesto sobre la renta diferido pasivo

28,978 (49,827)

Saldo al 31 de diciembre de 2014 ¢ 180,275,990

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

estado de resultados. (2) La revaluación del año 2014 se hizo por índices de precios, aplicando el método

del costo para obtener un valor razonable de los activos, de acuerdo con la NIIF 13.

c- Reserva legal

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

Al 31 de diciembre 2014 y 2013 el saldo de la reserva legal expresado en miles de colones es ¢ 2,644,710 y ¢ 2,644,710 respectivamente.

d- Reserva para desarrollo de proyectos

Al 31 de diciembre de 2014 y 2013 la Reserva para Desarrollo de Proyectos presenta un saldo por ¢71,527.

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Nota 17 Impuestos

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

Impuesto sobre la renta

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

Mediante Decreto Ejecutivo publicado en La Gaceta 185 del 23 de setiembre de 1999 y con fundamento en la Ley 7722 denominada “Sujeción de instituciones estatales al pago del impuesto sobre la renta”, se incluyen los ingresos o beneficios obtenidos por las entidades como consecuencia de sus servicios y de su actividad económica y financiera, independiente de que sean exentos o no por disposición de leyes anteriores. De ello únicamente puede deducirse los costos, los gastos las reservas de inversión y fondos de desarrollo necesario y pertinente para producir tales ingresos.

Se encuentran abiertas a revisión por parte de las autoridades fiscales las declaraciones del impuesto sobre la renta de los períodos 2011, 2012 y 2013.

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 2014 y 2013 el registro del impuesto sobre la renta diferido por las diferencias temporales originadas por el efecto de las estimaciones (expresado en miles) es:

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

2014 2013

Saldo inicial ¢ 607,075 681,096 (Amortización) incremento, neto (191,467) (74,021) Traslado del pasivo 0 0 Ajuste períodos anteriores 0 0 Saldo final ¢ 415,608 607,075

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ii. Pasivos y patrimonio

iii. Total impuesto diferido neto

2014 2013 Saldo final activo diferido ¢ 415,608 607,075 Saldo final pasivo diferido 1,660,450 1,610,624 Total neto ¢ 1,244,842 1,003,549

Nota 18 Valor justo de mercado de los instrumentos financieros

Las NIIF requieren ciertas revelaciones de los instrumentos financieros que se relacionan con riesgos que afectan a la Compañía: riesgos crediticios, de tasa de interés y de tipo de cambio. Riesgo crediticio La Administración ha desarrollado políticas para el otorgamiento de créditos; la exposición al riesgo crediticio es monitoreada constantemente, de acuerdo con el comportamiento de pago de los deudores. Al 31 de diciembre de 2014 y 2013 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 2014 y 2013 y la porción de corto y largo plazo:

2014 2013 Saldo inicial ¢ 1,610,624 1,523,710 (Amortización) incremento, neto 1,660,450 1,610,624 Ajuste períodos anteriores (1,610,624) (1,523,710) Ajuste auditoría 0 0 Traslado al patrimonio 0 0 Saldo final ¢ 1,660,450 1,610,624

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2014 Nota Tasa

de interés Total

(en miles)

Más de 12 meses (miles)

De 0 a 12 meses

( en miles) Convenio Financiamiento Saldo Facturación 10 0 ¢ 27,354,700 693,299

26,661,401

Banco Internacional de Costa Rica 10 4,50% y 5% 7,228,500 6,427,708 800,792 Instituto de Crédito Oficial del Reino de España 10 0,70% 12,490,148 11,796,251 693,897 Deutsche Bank S.A.E 10 5,86% 693,849 0 693,849 Emisión de bonos serie A años 2010 10 11,45% 15,000,000 15,000,000 0 Emisión de bonos serie B año 2011 10 Tasa pasiva + 3,27% 15,000,000 15,000,000 0 Emisión Serie B3 Año 2012 10 Tasa pasiva + 3,21% 12,000,000 12,000,000 0 Emisión Serie B4 Año 2013 10 0 10,300,000 10,300,000 0 Kreditanstal Für Wiederaufbau 10 3,61% y 5,11% 8,580,632 6,628,640 1,951,992

Banco de Costa Rica 10 TBP+2% 3er año

TBP+3% 40,016,129 39,389,376

626,753 Banco de Des. Econ. Y Soc de Brasil 10 4,07% 18,112,750 17,209,824 902,926 Banco Nacional de Costa Rica- BCR 10 Libbor(6)+5,75% 36,832,273 35,929,905 902,368 Préstamo BNCR Subestación Coronado 10 Libor(6) + 5,25% 2,657,108 2,617,966 39,142 Banco Nacional de Costa Rica Panta Ventanas 10 Libor(6) + 5,25% 468,932 464,000

4,932

Total ¢ 206,735,021 173,456,969 33,278,052

2013 Nota Tasa

de interés Total

(en miles)

Más de 12 meses (miles)

De 0 a 12 meses

( en miles) Convenio Financiamiento Saldo Facturación 10 0 ¢ 16,000,000 7,661,401

8,338,599

Banco Internacional de Costa Rica 10 5,00% 7,537,050 843,270 6,693,780 Instituto de Crédito Oficial del Reino de España 10 0,70% 12,217,527 643,027 11,574,500 Deutsche Bank S.A.E 10 5,86% 1,928,950 1,285,332 643,618 Emisión de bonos serie A años 2010 10 11,45% 15,000,000 0 15,000,000 Emisión de bonos serie B año 2011 10 Tasa pasiva + 3,275 15,000,000 0 15,000,000 Emisión Serie B3 Año 2012 10 Tasa pasiva+3,21 12,000,000 0 12,000,000 Emisión Serie B4 Año 2013 10 0 10,300,000 0 10,300,000 Kreditanstal Für Wiederaufbau 10 5,11% 9,760,480 1,808,892 7,951,588

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

año 40,428,250 0

40,428,250 Banco de Des. Econ. Y Soc de Brasil 10 4.07% 11,522,895 0 11,522,895 Banco Nacional de Costa Rica- BCR 10 Libor (6) + 5,25% 27,093,864 596,151 26,497,713 Préstamo BNCR Subestación Coronado 10 Libor (6)+5,25% 696,744 0 696,744

Total ¢ 179,485,760 12,838,073 166,647,687

Riesgo de tipo de cambio

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

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En relación con los pasivos en US dólares la Compañía no tiene una política de cobertura para este tipo de riesgo, no obstante tiene posibilidades de aplicar la fórmula de ajuste automático 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:

2014

2013

Activos

Efectivo US$ 312

3,489

Cuentas y documentos por cobrar

1,201

3,416 Garantía compromisos ambientales

222

232

Inversiones

459

29,528 Total activo

2,194

36,665

Pasivos

Deuda a corto plazo

17,072

17,334

Deuda a largo plazo

149,523

130,517 Intereses acumulados por pagar

891

736

Total pasivo

167,486

148,587

Exceso de pasivos sobre activos US$ 165,292

111,922

Al 31 de diciembre de 2014 los activos y pasivos monetarios denominados en US dólares fueron valuados en colones a los tipos de cambio de ¢ 541.68 y de ¢ 542.22 por cada US$1,00 (¢501.97 y ¢ 502.47 por US$1.00 en el 2013) 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 cambiario por ¢6,899,112 y ¢ 1,493,862 en el 2014 y 2013 en miles de colones, respectivamente, los cuales se presentan en el estado de ingresos y gastos.

La Compañía sigue la política de registrar las diferencias de cambio en las cuentas de ingresos y gastos del año según sea el caso, excepto las que provienen de pasivos destinados a financiar obras en construcción, las cuales son capitalizadas a los activos respectivos en el período de construcción.

El riesgo cambiario se origina en transacciones y activos monetarios y pasivos en monedas distintas de la moneda funcional de la Compañía. La principal moneda extranjera utilizada por la Compañía es el dólar estadounidense. La Compañía está expuesta a este riesgo, principalmente por la deuda a largo plazo, la cual se encuentra denominada en dólares. Actualmente la Compañía ha iniciado acercamientos con diferentes entidades financieras, con el fin de buscar alternativas que le permitan optar por alguna metodología para la cobertura del riesgo en el tipo de cambio. No obstante, de estas reuniones con entidades financieras, se ha podido concluir que actualmente en Costa Rica el tema de coberturas por diferencial cambiario se encuentra aún poco explorado.

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Durante el año que terminó al 31 de diciembre de 2014 el dólar creció en 7.91%, mientras que en el 2013 experimentó revaluaciones con respecto al colón de 1.32%

Suponiendo que al cierre del 2014 el tipo de cambio hubiese decrecido un 5% con respecto al dólar estadounidense y el resto de las variables hubieran permanecido constantes, los tipos de cambio de compra y venta habrían sido ¢ 476.87 y ¢ 477.35, se habría producido un aumento en los ingresos por diferencial cambiario de ¢ 10,818 millones y un efecto neto de ¢ 10,131 millones, con lo cual se habría alcanzado una utilidad neta de ¢ 3,862 millones al 31 de diciembre de 2014.

Por otra parte, si el colón se hubiese apreciado solamente un 5% con respecto al dólar estadounidense (el crecimiento real fue 7.91%) y el resto de las variables hubieran permanecido constantes, el tipo de cambio de al finalizar el año habría cerrado en ¢527.07 para la compra y ¢ 527.59 la venta, lo cual habría provocado que los ingresos por diferencias cambiarias hubiesen sido ¢ 2,398 millones y el gasto por diferencial cambiario por ¢ 27.6 millones con lo cual la pérdida neta habría sido igual a ¢ 3,899 millones al 31 de diciembre de 2014.

2014 2013

Miles de colones

Tipo de cambio

Compra

541.68 501,97 Venta

542.22 502,47

Utilidad operación ¢ 1,638,376 5,008,534 Otros ingresos

5,453,427 5,684,719

Otros gastos

(9,009,724) (6,581,741) Diferencias cambiarias a Noviembre

(3,285,999) 1,877,852

Diferencias cambiarias de Diciembre

(873,903) (1,493,862) Utilidad antes de impuesto

(6,077,823) 4,495,502

Impuesto diferido, neto

(191,467) (74,021) Utilidad, neta del periodo ¢ (6,269,290) 4,421,481

Tipo de Cambio 5% menor

Ingresos por diferencias cambiarias

10,818,416 3,588,020 Gastos por diferencias cambiarias

(686,538) (1,493,862)

Diferencias cambiario neto

10,131,878 2,094,158 Utilidad ajustada ¢ 3,862,588 6,515,639

Tipo de cambio 5% mayor

Ingresos por diferencias cambiarias

2,397,823 1,877,852 Gastos por diferencias cambiarias

(27,633) (3,204,030)

Diferencia cambiario neta

2,370,190) (1,326,178) Utilidad ajustada ¢ (3,899,100) 3,095,303

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Factores de riesgo

Factores de riesgo que afectan la emisión y la Compañía

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

I. Riesgos asociados a la emisión

Riesgo de liquidez

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

Riesgo precio de mercado

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

Riesgo de liquidación anticipada

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

Riesgo de crédito

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

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II. Riesgos relacionados con la operación de la Compañía

Riesgos que afectan la Empresa

Es el riesgo intrínseco a la operación que lleva a cabo la Compañía y la posibilidad de tener resultados desfavorables en su operación.

Es el riesgo de pérdidas potenciales que pueden darse como resultado de inadecuados sistemas de control interno, fallas administrativas, fraudes o errores humanos, repercutiendo en la estabilidad financiera de la empresa. También, la operación de la Compañía podría verse afectada por desastres naturales que ocasionarían daños en su red de distribución y plantas generadoras, además del impacto negativo que podrían tener sobre la producción de su proveedor único del cual se obtiene un alto porcentaje de la energía eléctrica que distribuye la Compañía. Por otro lado, un deterioro en la posición financiera del ICE repercutiría en la morosidad en el pago de los servicios prestados por la Compañía a esa institución. Lo anterior haría que se experimente inestabilidad en el mercado servido, un período de ganancias reducidas o hasta negativas, afectando la capacidad de pago de las deudas contraídas. Factores como la posible escasez de recursos para incorporar nueva tecnología en el área de generación, el riesgo de crédito de las cuentas por cobrar, la disminución del nivel de eficiencia operacional, la apertura de las barreras de entrada a la competencia y el bajo nivel de satisfacción de los clientes por los productos y el servicio brindado, podrían cambiar en forma no planeada las condiciones definidas como estándares para garantizar el funcionamiento de la operación productiva de la Compañía, determinándose como un potencial de pérdidas.

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

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

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

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

Riesgo por dependencia de la normativa

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

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

Riesgo por la legislación aplicable

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

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

IV. Riesgos del entorno

Riesgo económico

Es la posibilidad de que los resultados de la inversión se vean afectados por el desempeño de la economía nacional como un todo. Ante un deterioro económico, como lo es una recesión, la demanda interna se reduce, las inversiones se postergan, los márgenes sufren, el manejo del endeudamiento se hace más difícil, se dan reducciones en las utilidades, y el largo plazo se hace más incierto. Por otra parte, el crecimiento económico trae consigo un aumento en la actividad empresarial, resultando en mayores utilidades, más solvencia, expansión y empleo. El riesgo económico afecta todo tipo de inversión, para perjuicio o beneficio del inversionista. Las tasas de inflación incrementan los costos de operación y mantenimiento locales de las actividades normales de la Compañía, lo que sumado a un ajuste desfasado o poco compensatorio en las tarifas eléctricas, afectaría sus resultados económicos. La política cambiaria más flexible para dedicarse a controlar la inflación mediante un esquema de bandas cambiarias, incide directamente sobre la carga financiera de la Compañía, por la concentración de pasivos contraídos en moneda extranjera, ya que no se cuenta con una política de cobertura para este tipo de riesgo. Políticas monetarias al alza en las tasas de interés, también afectarían el costo del servicio de la deuda, debido a que las obligaciones están en su mayoría pactadas en tasas variables, con el consecuente impacto en los resultados financieros de la Compañía.

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

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

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

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

A manera de ejemplo podrían citarse demandas originadas por los daños causados a equipos de cómputo y luminarias por cambios de voltaje en los transformadores, daños ocasionados a viviendas por explosiones de transformadores de la red eléctrica, daños a artefactos eléctricos por sobrevoltaje de electricidad, daños físicos por descargas eléctricas, perjuicios a la salud ocasionados por la exposición de transformadores eléctricos con aislante tóxico PCB, reclamos por contratos de obra, rechazo de entregas por trabajos realizados, anulación de actos de adjudicación, entre otros. Acciones de ese tipo podrán tener algún impacto en la posición financiera actual de la empresa por el pago de daños y perjuicios y afectar la capacidad de pago de las deudas contraídas. Valor justo de mercado Las estimaciones de valor justo de mercado se efectúan en la fecha de cada balance de situación basándose en información relevante de mercado e información relacionada con los instrumentos financieros. Estas estimaciones no reflejan ningún premio o descuento que podría resultar de ofrecer para la venta en un momento dado, algún instrumento financiero. La naturaleza de estas estimaciones es subjetiva e involucra elementos inciertos y significativos de juicio, por lo que no pueden ser determinados con precisión. Cambios en los supuestos utilizados para establecer el valor justo de mercado de los instrumentos financieros se detallan como sigue: 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.

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El valor de registro de los préstamos bancarios y de la deuda a largo plazo se aproxima a su valor justo de mercado, ya que tienen tasas de interés ajustables.

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

- Venta de servicios eléctricos. - Alquiler de postes del sistema de distribución para cables telefónicos. - Alquiler de ductos. - Cobro de servicios telefónicos y eléctricos con cobro de comisión. - Préstamo, alquiler y venta de materiales. Los servicios que le presta el ICE a la CNFL, S.A. son los siguientes:

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

Nota 19 Hechos relevantes

A continuación se detallan hechos relevantes sucedidos en el periodo:

Prestaciones legales

2013

La Compañía reconoció una reversión de la provisión para prestaciones legales por ¢6,141,031 (miles) en el periodo. Esta reversión se realiza al recalcular la provisión utilizando el parámetro del valor del dinero en el tiempo de los aportes a la asociación Solidarista entre otros asuntos. Ver nota 12.

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2014

La Compañía reconoció una reversión de la provisión para prestaciones legales por ¢4,917 millones en el periodo. Esta reversión se realiza al recalcular la provisión utilizando el parámetro del valor del dinero en el tiempo de los aportes a la asociación Solidarista entre otros asuntos. Una vez hechos los ajustes, se actualizó nuevamente el cálculo aplicando la tasa de descuento de 10.55% e inflación 5.13%, datos al 31 de diciembre de 2014, registrándose un aumento en la provisión por ¢ 1,502,884 (en miles), este último se hizo contra Otros Resultados Integrales (ver cuadro D). 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 2014 se registraron como ingresos por este concepto ¢3,812 millones y en diciembre 2013 fue ¢4,111 millones.

Revaluación de activos

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

La inflación local cerró en 3.68%, principalmente por dos razones: la contracción de la demanda de bienes y servicios por los efectos que continúan dándose producto de la pasada crisis mundial y el objetivo del BCCR de alcanzar cifras de un dígito.

A pesar de que desde el 2006, el BCCR adoptó el sistema de bandas cambiarias, el tipo de cambio ha sido muy estable, principalmente para los periodos 2010 al 2014. El tipo de cambio del colón en relación con el dólar ha sido hacia la baja, pegado a la banda inferior.

La inflación externa cerró en 1.63% 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.

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

P.H. Balsa Superior

De acuerdo con revisión solicitada por la Auditoría Externa y el Informe Técnico emitido por el Departamento Ingeniería de Proyectos de Generación, en diciembre 2009 se traspasó a las cuentas de gastos ¢933 millones, ciertos costos del estudio de factibilidad de la P.H. Balsa Superior, dejando un saldo de ¢ 866 millones correspondiente a partidas aprovechables para el proceso de rediseño del proyecto.

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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. Convenio para la gestión del Proyecto Eólico Valle Central, el BCIE y la CNFL Se realizó un convenio entre la CNFL S.A. y el BCIE, el cual tiene como único objetivo constituir una sociedad anónima para el desarrollo, ejecución y puesta en operación de un parque o planta eólica de generación eléctrica, que de acuerdo con el estudio de factibilidad incluye la instalación de aerogeneradores de 850 KW, con capacidad de generación estimada de al menos 15.3 MW de capacidad instalada, que las partes han convenido en denominar Proyecto Eólico Valle Central y que se ejecutó en la zona de Pabellón de Santa Ana, Republica de Costa Rica, para suministrar energía al mercado de la CNFL. Será denominado Eólico Valle Central. El 27 de agosto de 2013 en acta 41 sesión extraordinaria de asamblea de accionistas se autoriza trasladar la totalidad de las acciones del Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE) a la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. Ceder todos los derechos y activos a la compañía. En oficio 2020-0115-2013 de la fecha 1 de octubre de 2013 se transcribe acuerdo del Consejo de Administración de la compañía artículo 2, inciso a, acta de sesión #2344, del lunes 30 de setiembre de 2013: “Se autoriza la compra de la participación accionaria del BCIE en el Parque Eólico Valle Central y pago de la deuda por US$44,306,860.” En acta se sesión número 2340 de la fecha 24 de junio de 2013en acuerdo de sesión de Consejo de Administración se autoriza contratar un crédito sindicado por US$70,000,000 con el Banco Nacional de Costa Rica y Banco de Costa Rica para el financiamiento parcial del Proyecto Hidroeléctrico Balsa Inferior (PHBI) y la compra de la participación accionaria del Proyecto Eólico Valle Central (PEVC).

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Los pagos se realizarían por semestre vencido. En el año 2013 la CNFL decidió de acuerdo a las potestades del contrato, comprar las acciones que pertenecían al BCIE, así adquirió el total de las acciones de la empresa EVCSA, por lo tanto para el periodo 2013 se presentaron estados consolidados entre CNFL y EVCSA.

En julio del 2014 se decide absorber EVCSA por parte de la CNFL, por lo tanto la empresa deja de operar y sus bienes y obligaciones pasan a ser parte de la CNFL, por lo tanto para el periodo 2014 no se presentan estados financieros consolidados.

Emisión de bonos serie B-3 y B-4

Al 31 de diciembre de 2013 la Compañía emitió y coloco los bonos estandarizados de la serie B-3 y B-4 por ¢12,000,000 y ¢10,300,000 (miles) respectivamente.

Créditos

En el período 2013 se realizaron los siguientes créditos: a) Crédito Sindicado suscrito con el Banco Nacional de Costa Rica y el Banco de Costa Rica, b) Contrato de préstamo con el Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social de Brasil. (Ver nota 24).

Nota 20 Cuentas de orden

Activos contingentes

(en miles de colones) Fondo de ahorro y préstamo ¢ 29,065,494 32,422,078 Litigios en colones y dólares (1)

113,004 172

ICE Servidumbre Planta Cote

7,371 7,371 Pedidos de mercancía en tránsito

373,712 693,559

Pedidos de materiales en tránsito locales

0 0 Parque Eólico Valle Central (Garantías) 78,622 0 Asociación Solidarista ( ASEFYL)

13,897,634 12,502,160

Depósitos de garantía de consumo eléctrico

138,346 123,177 Depósitos de garantía, alquiler postes

140,542 117,098

Garantías de participación

0 350,067 Garantías Cumplimiento, mano obra contratada

94,899 82,612

Garantías de cobro del servicio eléctrico

925,739 868,293 Garantías de préstamo de materiales

127,173 591,794

Garantías de cumplimiento, proveeduría

7,791,965 10,592,064 Depósito rendición garantías funcionarios

187,279 226,550

Total

52,941,780 58,576,995 Pasivos contingentes

Litigios en colones y dólares (2)

45,615,158 46,061,581

Convenios Financiamiento Electrodomést.

21,772 22,310 Total

45,636,930 46,083,891

Total general ¢ 98,578,710 104,660,886

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(1) Litigios

1) Activos Contingentes

2014 2013 a) Litigios en colones:

Municipalidad de Escazú (1) ¢ 0 172 Caja Costarricense de Seguro Social (2)

113,004 0

Subtotal

113,004 172 Total Activos Contingentes ¢ 113,004 172

2) Pasivos Contingentes

a) Litigios en colones:

Comercial Lotar S.A. (3) ¢ 635,811 635,811 Barrantes Cantillo Luis (4)

7,624 7,624

Campos Chavez Marichen y Sánchez Orozco Víctor (5) 100,000 100,000 Díaz Obando Ana Emilia (6)

30,000 30,000

Pérez Castro Samary Andrea (7)

30,000 0 Subtotal ¢ 803,435 773,435

b) Litigios en dólares:

Consorcio Hydrocote S.A. (8) ¢ 0 1,507,410 Instalaciones Inabensa S.A (9)

5,112,098 4,737,332

Ortiz Durman José Manuel (10)

27,111 25,124 Instalaciones Inabensa (11)

5,420,105 5,022,759

Ghella SPA Costa Rica (12)

382,265 354,241 Ghella SPA Costa Rica (13)

19,519,920 18,088,920

Grupo Corporativo Saret (14)

7,343,315 6,804,978 Grupo Corporativo Saret (14)

6,817,132 7,176,361

Ross Barquero Elizabeth (15)

189,777 175,865 Subtotal ¢ 44,811,723 43,892,990 Total Pasivos Contingentes ¢ 45,615,158 44,666,425

(1) Demandado: Municipalidad de Escazú

Órgano Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda. Expediente: 07-001131-0163-CA Se interpone porque la Municipalidad no quiso reconocer el daño que provocó la máquina que realizaba el trabajo cerca de las instalaciones eléctricas. Mediante voto 89-2011 el Tribunal Contencioso modificó la sentencia condenando a la Municipalidad al pago de 127.135,00. Pendiente la ejecución de sentencia.

Este caso está cerrado por cuanto se llegó a una conciliación.

(2) Demandado: Caja Costarricense de Seguro Social

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Órgano Jurisdiccional: Juzgado de Trabajo del II Circuito Judicial de San José. Goicoechea. Expediente: 14-000410-LA-8 Se tiene establecido un proceso laboral en donde la CNFL es actora, contra la CCSS, por cobro de planillas (por haber estimado que dentro de las contrataciones por servicios profesionales que tiene la CNFL, son contratos laborales)

(3) Actor: Comercial Lotar S.A. Órgano Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda. Expediente: 98-000648-0163-CA

La presente demanda tiene como finalidad que la CNFL le pague los daños a la propiedad y los perjuicios económicos por no entubar en su momento el canal de la Planta Hidroeléctrica Río Segundo. El día 08 de abril del 2013, se celebró la audiencia preliminar. No hay señalamiento a juicio. No existe sentencia, ni liquidación de extremos.

(4) Actor: Barrantes Cantillo Luis Órgano Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda Expediente: 11-00198-1028-CA El proceso de Ejecución de Sentencia es incoado por el funcionario Barrantes, con ocasión de haberse declarado con lugar Recurso de Amparo en contra de la Dirección de Recursos Humanos por atraso en una respuesta ante consulta sobre el tema de horas extras supuestamente laboradas y no canceladas. Pendiente resolución de primera instancia sobre la ejecución de sentencia constitucional. No han notificado. No existe sentencia, ni liquidación de extremos

(5) Actor: Campos Chaves Marichen y Sánchez Orozco Víctor J. Órgano Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda Expediente: 11-006755-1027-CA La demanda tiene como finalidad que la CNFL le pague los daños y perjuicios sufridos a raíz de una colisión de un vehículo contra un objeto fijo (poste). La CNFL contestó la demanda. No existe sentencia, ni liquidación de extremos.

(6) Actor: Díaz Obando Ana Emilia Órgano Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda Expediente: 11-006755-1027-CA

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La demanda tiene como finalidad de que la CNFL le cancele los daños físicos sufridos y sus perjuicios, a raíz de una caída de escalera por trabajos que realizaba CONDUTEL. La CNFL contestó la demanda. No existe sentencia, ni liquidación de extremos.

(7) Actor: Pérez Castro Samary Andrea

Órgano Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda Expediente: 11-006755-1027-CA

La presente demanda tiene como finalidad de que la CNFL le cancele los daños físicos sufridos y sus perjuicios, a raíz de una caída en una tapa y caja subterránea por la CCSS, que no pertenece a la CNFL.

(8) Actor: Consorcio Hydrocote Órgano Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda. Expediente: 03-001248-163-CA 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.

(9) Actor: Instalaciones INABENSA S.A

Órgano Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda. Expediente: 05-00717-163-CA, 05-001154-0163-CA, 05-001194-0163-CA, 05-000420-0163-CA, 05-001031-0163-CA, 05-000643-0163-CA. 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).

(10) Actores: José M. Ortiz Durman Órgano Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda. Expediente: 07-000001-0163-CA.

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El actor interpuso contra la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A., este proceso para el cobro de los daños y perjuicios por ocasión del retiro de un medidor en un condominio por un tercero y el tiempo transcurrido por la reconexión de un servicio nuevo. No existe sentencia, ni liquidación de extremos, no obstante el actor pretende la suma de US$50,000 aproximadamente, más intereses legales calculados desde la firmeza de la sentencia hasta su efectivo pago, así como ambas costas procesales y personales. Por ende hasta el dictado de la sentencia debe contemplarse la cuantía de la demandante a la actora se le debe indemnizar por la suma de ¢74,782,024.

(11) Actor: Instalaciones INABENSA, S.A. Órgano Jurisdiccional: Juzgado Contencioso y Civil de Hacienda. Expediente: 05-000420-0163-CA,

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).

(12) Actor: GHELLA SPA Costa Rica. Órgano Jurisdiccional: Tribunal Contencioso Administrativo. Expediente: 10-001683-1027-CA 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.

(13) Actor: GHELLA SPA Costa Rica. Órgano Jurisdiccional: Tribunal Contencioso Administrativo. Expediente: 10-003471-1027-CA

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La 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.

(14) Actor: Grupo Corporativo SARET, S.A. Órgano Jurisdiccional: Tribunal Contencioso Administrativo (Medida Cautelar Anticipada). Expediente: 09-0002853-1027-CA El actor formuló medida cautelar contra la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A., por habérsele ejecutado la garantía de cumplimento y efectuado el cobro de las multas, las cuales suman US$ 6,000,000, asimismo presentó demanda formal cobrando daño emergente, lucro cesante y pérdida de oportunidad. Dentro de los posibles importes o calendarios de salidas está, que la valoración judicial del caso sea favorable a los intereses del demandante y en consecuencia se deba proceder con la indemnización que el actor pretende. Cabe indicar que en este asunto el Juzgado no ha fijado la estimación de la cuantía de la demanda. No existe sentencia, ni liquidación de extremos. Por tanto, hasta el dictado de la sentencia debe contemplarse la estimación de la demanda en US$13,543,054 y € 10,392,322 aproximadamente, más intereses legales de la firmeza de la sentencia hasta su efectivo pago, así como ambas costas (procesales y personales).

(15) Ross Barquero Elizabeth Órgano Jurisdiccional: Tribunal Contencioso Administrativo Expediente: 12-003641-1027-CA

La presente demanda tiene como finalidad que la CNFL cumpla con el plazo de la concesión de 25 caballos de fuerza y las obligaciones posteriores al vencimiento de ese plazo. Subsidiariamente, que se le cancelen los daños y perjuicios. Se encuentra pendiente fallo de primera instancia. No existe sentencia, ni liquidación de extremos.

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Naturaleza de los litigios:

Tipo de litigio A favor de la

Compañía En contra de la Compañía

Total

2014 2013 2014 2013 2014 2013 Ejecutivo simple 0 0 0 0 0 0 Penal 0 0 0 0 0 0 Hipotecario 0 0 0 0 0 0 Ordinarios laborales 1 0 1 0 2 0 Acciones de inconstitucionalidad 0 0 0 0 0 0 Recursos de amparo 0 11 12 0 12 11 Colisión de vehículos 18 18 7 1 25 19 Colisiones contra objeto fijo 31 29 3 2 34 31 Procesos en tránsito 58 58 0 0 58 58 Contenciosos administrativos 0 2 20 18 20 20 Proceso ordinario civil 36 36 0 0 36 36 Ejecución de sentencia 30 20 0 0 30 20 Procesos monitorios 132 132 0 0 132 132 Total 306 306 43 21 349 327

Nota 21 Emisión de bonos

21.1 Programa de Emisiones de Bonos Estandarizados Serie B

Mediante resolución número SGV-R-2311 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.

A la fecha se ha colocado la totalidad del programa en cuatro series de bonos cuyas características se detallan a continuación:

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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 % Tasa de interés neta: Tasa de interés bruta menos retención de 8.00% de impuesto sobre la renta Periodicidad: Trimestral Representación: Macrotítulo Ley de circulación: A la orden Base de cálculo: 30/360 Depositario: CEVAL Calificación de riesgo AAA(cri) Características de la Emisión de Bonos Estandarizados Serie B-2 Monto de la emisión: Quince mil millones de colones Plazo: 12 años Fecha de emisión: 28 de junio de 2011 Denominación o valor facial: ¢1,000,000 Tasa de interés bruta: Tasa Básica + 3,27% Impuesto de la renta: 8.00 % Tasa de interés neta: Tasa de interés bruta menos retención de 8.00% de impuesto sobre la renta Periodicidad: Semestral Representación: Macrotítulo Ley de circulación: A la orden Base de cálculo: 30/360 Depositario: CEVAL Calificación de riesgo AAA(cri) Características de la Emisión de Bonos Estandarizados Serie B-3 Monto de la emisión: Doce mil millones de colones Plazo: 15 años Fecha de emisión: 25 de enero del 2012 Denominación o valor facial: ¢1,000,000 Tasa de interés bruta: Tasa Básica + 3,21% Impuesto de la renta: 8.00 % Tasa de interés neta: Tasa de interés bruta menos retención de 8.00% de impuesto sobre la renta Periodicidad: Trimestral Representación: Macrotítulo Ley de circulación: A la orden Base de cálculo: 30/360

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Depositario: CEVAL Calificación de riesgo AAA(cri) Características de la Emisión de Bonos Estandarizados Serie B-4 Monto de la emisión: Diez mil trescientos millones de colones Plazo: 20 años Fecha de emisión: 16 de mayo del 2013 Denominación o valor facial: ¢1,000,000 Tasa de interés bruta: Tasa básica + 3,43% 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 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.

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.

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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. La CNFL encargó la calificación de riesgo de su Programa de Emisiones de Bonos Estandarizados Serie B a Fitch Costa Rica Calificadora de Riesgo S.A., sociedad registrada en Costa Rica y entidad calificadora reconocida por la Superintendencia General de Valores. 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. El Consejo de Calificación de dicha firma en sesión Nº 045-2014 celebrada el 17 de setiembre del 2014, ratificó las siguientes calificaciones:

Emisor:

Compañía Nacional de Fuerz y Luz S.A. AAA(cri) Perspectiva

Estable Programa de Emisiones de Bonos

Estandarizados Serie B AAA(cri)

El análisis se efectuó con base en información financiera auditada al 31 de diciembre 2013 y cifras interinas al 30 de junio 2014

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 se ha incurrido para la emisión y colocación del Programa de Emisión de Bonos Estandarizados Serie B son los siguientes:

Calificación de riesgo Diseño y estructuración del Programa de Emisiones

Código ISIN Comisiones a Puestos de Bolsa representantes

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Dichos gastos serán asumidos por el emisor y representarán aproximadamente un 0.22% del total del monto global del programa, lo que equivale aproximadamente a USD 235.000,00 (doscientos treinta y cinco mil dólares).

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.

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 B-1 posee el Código de Identificación Internacional (ISIN) CRCFLUZB0207 registrado en la Bolsa Nacional de Valores.



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El Programa de la Emisión de Bonos Estandarizados Serie B-4 posee el Código de Identificación Internacional, ISIN CRCFLUZB0231, registrado en la SUGEVAL y en la Bolsa Nacional de Valores de Costa Rica S.A.

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 2014 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%

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

Serie B-4: Monto ofrecido: ¢ 10,300,000,000 Monto asignado: ¢ 10,300,000,000

Precio promedio ponderado de asignación: 100,00%

Nota 22 Gastos consumidores

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

2014

2013

(miles de colones)

Dirección Comercial ¢ 849,798

535,626 Depto de Consumidores

440,303

0

Departamento de Servicios Técnicos

376,348

525,617 Sucursales

23,422,765

20,607,261

Otros Gastos de Comercialización

189,122

31,976 Total ¢ 25,278,336

21,700,480

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Nota 23 Dividendos

Para el período 2014 no se declararon dividendos.

Nota 24 Contratos y convenios de financiamiento

Al 31 de diciembre de 2014 y 2013 el detalle de los contratos es el siguiente: 1) Convenio de Crédito Entre el Instituto de Crédito Oficial del Reino De España

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

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

Garantía El garante a los efectos del presente convenio “La República de Costa Rica, representada por su Ministerio de Hacienda quién garantiza todas las obligaciones derivadas del presente “Convenio”. Garantía Soberana del Estado de Costa Rica, publicada en el Alcance No. 85 a la Gaceta No.23 del martes 04 de diciembre del 2001. Objeto del convenio: Este crédito tendrá carácter ligado y corresponde al 50% de la financiación oficial española destinada al, Sistema de Alimentación Eléctrica Subterránea de la ciudad de San José, desglosándose de la siguiente manera: a) US$20,725,000 equivalentes al 50% de los bienes y servicios españoles

exportados, tendrán carácter ligado y se utilizarán para la financiación de las exportaciones de bienes y servicios españoles.

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

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

financiarán gasto local.

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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”.

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.

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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. 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.

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Condiciones del crédito Tasa de interés: El prestatario deberá pagar a KFW interés calculado con base en la tasa de interés de referencia válida para el período de interés pertinente más un margen 3.3% anual; el promedio de interés pagado en el período fue 3.67500%. 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. 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.

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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 suplementario 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. 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.

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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. 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 27 de mayo 2010 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. Este contrato se renegoció el día 06 de diciembre 2013 y se cambia su condición a préstamo.

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Monto

El acuerdo de préstamo es por US$3,000,000 (tres millones de dólares) o el que se indique.

Plazo

El acuerdo de préstamo tiene un plazo de 10 años a partir de la firma del contrato o sea el 27 de mayo 2010.

Interés

La tasa de intereses de este crédito es variable integrada por dos factores: uno fijo del 1.75% + uno variable que es la tasa “Prime Rate” . La tasa de interés determinada será revisable y ajustable por El Banco en forma Trimestral durante todo el plazo de vigencia del crédito. A la fecha el conjunto de los factores indicados arroja un 5.00% anual.

Comisiones

Se cobrara una comisión de forma anticipada del 0.25% por desembolso, pagadera por adelantado.

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, y se firmó la renegociación el día 06 de diciembre 2013.

Forma de pago La forma de pago es de trece cuotas semestrales, ajustables, consecutivas y vencidas, imputables a capital e intereses.

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. Este contrato se renegocio el día 06 de diciembre 2013.

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Monto El acuerdo de préstamo es por US$12,000,000 (doce millones de dólares exactos) o el que se indique. Plazo El acuerdo de préstamo tiene un plazo de 10 años o sea hasta el 08 de diciembre 2021. Interés El crédito devengará intereses corrientes sobre los saldos de principal a partir de su fecha de desembolso a una tasa de interés fija de cuatro coma cincuenta por ciento anual. Comisiones Se cobrará una comisión por concepto de supervisión y manejo del crédito, equivalente al cero coma ciento veinticinco por ciento, calculada sobre el monto principal del crédito, la cual será pagadera por anticipado, y por una única vez. Prepagos A los pagos anticipados no se les aplicara el cobro de comisiones y se permite el pago anticipado del principal en cualquier momento. Garantía Se firma pagaré por US$12.000.000 entre la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. y el Banco Internacional de Costa Rica, S.A. firmado el 08 de diciembre de 2011, y se firmó la renegociación el día 06 de diciembre 2013. Forma de pago La forma de pago es de 15 cuotas Semestrales, consecutivas y vencidas, imputables a capital e intereses.

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

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Monto La línea de crédito es por ¢40.428.250.000,00 (Cuarenta mil cuatrocientos veintiocho millones, doscientos cincuenta mil colones exactos). Plazo La línea de crédito tiene un plazo de 20 años contados a partir de la fecha indicada y hasta el 04 de junio del 2032. Y un periodo de gracia de 24 meses. Interés Para el primer y segundo año: Tasa Básica Pasiva más 2%. A partir del tercer año Tasa Básica Pasiva más 3%, ajustable mensualmente cada vez que varíe la Tasa Básica Pasiva, piso 9.75%. Interés por mora En caso de incurrir, reconocerá al banco una comisión fija compensatoria de los costos administrativos en que éste incurra producto de la gestión de cobro del crédito moroso. Comisiones Se cobrará Comisión de Formalización 0.50% por única vez. Fiscalización de obra y autorización de desembolsos: 0.10% sobre el monto a girar. Pago anticipado Por pago anticipado: 3% sobre el saldo de capital anticipadamente amortizado. Garantía Partida Presupuestaria debidamente aprobada por la Contraloría General de la República, documentada por un contrato mercantil y pagaré institucional. Forma de pago Durante los primeros veinticuatro meses pagarán únicamente intereses mensuales vencidos. A partir del mes 25 atenderán mediante cuotas mensuales consecutivas imputables a capital e intereses vencidos.

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8- Préstamo Sindicado B.C. R. – B.N.C.R.- Parque Eólico Valle Central Objetivo del crédito El 11 de setiembre 2013, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S. A., obtuvo un Crédito Sindicado con el B.C.R. y el B.N.C.R., con la participación de cada acreedor en proporciones iguales de Treinta y Cinco Millones de Dólares ($35.000.000,00) cada uno, distribuyéndose de acuerdo al siguiente detalle. - La suma de US$ 25.693.140,00 para finalizar la construcción del Proyecto

Hidroeléctrico Balsa Inferior - La suma de US$ 44.306.860,00 para la compra de la participación accionaria del

BCIE en el Parque Eólico Valle Central y el pago adelantado de la deuda con el Banco Centroamericano de Integración Económica.

Monto La línea de crédito es por US$ 70.000.00,00 (Setenta millones de dólares exactos). Plazo La línea de crédito tiene un plazo de 30 años a partir de la firma del contrato. Se otorga un periodo de gracia de 6 meses incluido dentro del plazo total. Interés Devengará intereses corrientes anuales, ajustables trimestralmente sobre los saldos de capital adeudado, pagaderos trimestralmente en forma vencida a partir del 13 de setiembre 2013 y hasta su vencimiento, a una tasa de interés constituida por la Tasa Libor (6) más 5.75%, la cual en ningún caso podrá ser inferior al 6.40% Interés por mora En caso de incurrir, la deudora reconoce intereses moratorios al mismo tipo de los intereses corrientes, más dos puntos porcentuales, calculados sobre el monto del abono retrasado de conformidad con lo dispuesto en el artículo setenta de la Ley Orgánica del Sistema Bancario Nacional. Comisiones Se cobrará Comisión de Trámite y Formalización: 1.00% sobre el monto del mismo en el momento de la formalización y por única vez.

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Pago anticipado Por pago anticipado: 3% sobre amortizaciones extraordinarias o cancelación anticipada. Garantía Pagaré Institucional y Partida Presupuestaria Aprobada por la Contraloría General de la República. Forma de pago Durante los primeros 6 meses pagará intereses trimestrales vencidos sobre capital girado. A partir del tercer trimestre se pagará mediante cuotas variables, trimestrales vencidas y consecutivas de capital e intereses.

9- Contrato de Financiamiento con el Banco Nacional de Desarrollo Económico y

Social de Brasil – BNDES. Objetivo del crédito El 19 de marzo del año 2013 la CNFL, S. A. firmo un Contrato de Financiamiento con el Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social BNDES, para financiar la construcción del Proyecto Hidroeléctrico Balsa Inferior. Monto El Contrato de Financiamiento es por US$ 44.233.962,83. (Cuarenta y cuatro millones, doscientos treinta y tres mil, novecientos sesenta y dos dólares con 83/100). Plazo El plazo total del crédito es por 12 años, a partir de la firma del contrato. Se otorga un periodo de gracia de 24 meses incluido dentro del plazo total. Interés Devengará intereses corrientes con una tasa fija del 4.07% . Interés por mora De acuerdo con el párrafo (a) del ítem 12.1, la Financiada quedará obligada a pagar al BNDES intereses moratorios correspondientes al aumento de 2% a.a. sobre la tasa de interés estipulada en la Cláusula Quinta del Contrato.

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Comisiones Comisión de administración equivalente a 1.0% flat, calculado sobre el valor total del crédito, en cuota única, hasta la fecha de la primera liberación de recursos. Responsabilidad por compromiso: equivalente a 0.5% a.a. sobre el valor no utilizado del crédito. Pago anticipado En caso de pago anticipado parcial de la deuda, los valores pagados anticipadamente serán imputados proporcionalmente a las cuotas que se vencerán del principal, mantenidas las respectivas fechas de pago Garantía Aval de Instituto Costarricense de Electricidad . Forma de pago Los intereses deberán ser pagados en 24 (veinte y cuatro) cuotas semestrales y consecutivas. El principal de la deuda deberá ser pagado en 20 (veinte) cuotas semestrales y consecutivas.

10- Contrato de Préstamo Mercantil – Banco Nacional de Costa Rica

Objetivo del crédito El 11 de setiembre 2013 la CNFL, S. A. firmó un Contrato de Préstamo con el Banco Nacional de Costa Rica, para financiar el reacondicionamiento de la red de distribución asociada a la futura Subestación de Coronado, cuya restructuración se hará en los distritos de Jesús de Dulce Nombre, San Isidro, Patalillo y otras zonas aledañas al cantón de Coronado. Monto El Contrato de Financiamiento es por un monto de US$ 5.680.000,00. (Cinco millones, seiscientos ochenta mil dólares 00/100). Plazo El plazo para este crédito convencional será de 20 años (240 meses) que incluye un periodo de gracias de 24 meses.

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Interés Devengará intereses corrientes anuales, ajustables periódicamente, de acuerdo con la tasa constituida por la Tasa Libor (6) más un margen de 5.25% puntos porcentuales, la cual en ningún caso podrá ser inferior a 6.00%. Interés por mora Se reconoce intereses moratorios al mismo tipo de los intereses corrientes, más dos puntos porcentuales, calculados sobre el monto del abono retrasado. Comisiones Se pagará una Comisión de Trámite y Formalización del 0.50%, sobre el monto del crédito pagadero al momento de la formalización. Pago anticipado Si durante la vigencia del crédito, decida cancelar anticipadamente su deuda en un porcentaje menos al 50.00% del saldo, el Banco cobrará una comisión del 1.00%, y para el caso de cancelación de un porcentaje igual o superior al 50.00% del saldo, el Banco cobrará una comisión de 1.50%. Garantía Pagaré Institucional y Partida Presupuestaria, aprobada por la Contraloría General de la República. Forma de pago Durante los primeros 24 meses a partir de la firma del contrato, se pagaran intereses trimestrales vencidos sobre el capital girado. A partir del mes 25 mediante cuotas variables, trimestrales y consecutivas que incluyen capital e intereses. El valor de la cuota variará cada vez que cambie la tasa de interés.

11- Contrato de Préstamo Mercantil – Banco Nacional de Costa Rica Objetivo del crédito El 11 de setiembre 2013 la CNFL, S. A. firmó un Contrato de Préstamo con el Banco Nacional de Costa Rica, para financiar la reconstrucción de la Planta Hidroeléctrica Ventanas ubicada en Distrito Guácima, Cantón Central, Provincia de Alajuela.

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Monto El Contrato de Financiamiento es por un monto de US$ 8.648.380,70. (Ocho millones, seiscientos cuarenta y ocho mil, trescientos ochenta dólares con 70/100). Plazo El plazo para este crédito convencional será de 20 años (240 meses) que incluye un periodo de gracias de 24 meses. Interés Devengará intereses corrientes anuales, ajustables periódicamente, de acuerdo con la tasa constituida por la Tasa Libor (6) más un margen de 5.25% puntos porcentuales, la cual en ningún caso podrá ser inferior a 6.00%. Interés por mora Se reconoce intereses moratorios al mismo tipo de los intereses corrientes, más dos puntos porcentuales, calculados sobre el monto del abono retrasado. Comisiones Se pagará una Comisión de Trámite y Formalización del 0.50%, sobre el monto del crédito pagadero al momento de la formalización. Pago anticipado Antes de los 5 años una comisión del 3.00%, sobre el monto cancelado extraordinariamente, y posterior a los 5 años se deberá cancela un 1.75% sobre el monto cancelado. Garantía Pagaré Institucional y Partida Presupuestaria, aprobada por la Contraloría General de la República. Forma de pago Durante los primeros 24 meses intereses vencidos, mensuales, consecutivos y variables sobre capital girado. A partir del mes 25 mediante cuotas variables, mensuales y consecutivas que incluyen capital e intereses.

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Nota 25 Contratos para construcción de Obras

Al 31 de diciembre de 2013 y 2012 el detalle de los contratos para construcción de obras es el siguiente:

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

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

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

Objetivo: Este contrato comprende los estudios de ingeniería para el diseño detallado, el aprovisionamiento, la fabricación, transporte de los equipos y suministros al sitio del proyecto, la construcción total y completa, el montaje electromecánico, la puesta en marcha y la operación hasta la aceptación final de la casa de máquinas y la estructura de presa y obras de captación por parte del contratista, por la modalidad de Contrato Llave en Mano Supervisado. Fecha de orden de inicio de las obras: 5 de octubre del 2011.

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

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

2. Contrato para la Ingeniería, Suministro, Construcción y Puesta en Servicio de

la Subestación del Proyecto Hidroeléctrico Balsa Inferior.

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

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

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

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

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

3. Reacondicionamiento de la red de distribución asociada a la Subestación de Coronado.

Contrato: Entre la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. y la empresa constructora CORIEM S. A.

Objetivo: Extender los cuadro circuitos provenientes de la Subestación de Coronado hacia las diferentes áreas del Cantón de Vásquez de Coronado, buscando satisfacer las necesidades de mejora tanto en infraestructura como en servicio eléctrico.

Fecha de orden de inicio de las obras: 1 de octubre 2013.

Plazo: El plazo de ejecución para la construcción de la obra es de 300 días, finaliza el 30 de setiembre del 2014.

Precio: El contrato de financiamiento es por la suma total de US$ 5.680.000,00. 4. Suministro de Unidades Turbogeneradores Hidráulicos con Equipamiento

electromecánico y Subestación Elevadora de la Planta Hidroeléctrica Ventanas:

Contrato: Entre la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S. A. y el consorcio SUMEC y SPC, quienes tendrán que diseñar, construir y suministrar los equipos descritos. Consorcio conformado por SUMEC de la República Popular de China y Sistemas de Potencia de Centroamérica, empresa esta última nacional.

Objetivo: Suministro de cuatro unidades turbogeneradores hidráulicos con su respectivo equipamiento electromecánico auxiliar. Suministro y construcción de subestación elevadora 13,8 kV/34,5 KV de la Planta Ventanas. Los trabajos incluyen el suministro, instalación, supervisión y puesta en marcha de cuatro turbogeneradores hidráulicos tipo Francis con sus respectivos generadores sincrónicos y la subestación elevadora para esta mismas unidades, que consiste en Subestación Elevadora de 13,8 KV734,5 KV. Estas unidades son cambiadas como consecuencia de inundación de la casa de máquinas.

Fecha de orden de inicio de las obras: 16 de enero del 2014

Plazo: El plazo de ejecución para la construcción de la obra es de 603 días, se espera que para finales del 2015 (noviembre) se inicien la pruebas de confiabilidad y operación de las unidades.

Precio: El contrato de financiamiento es por la suma total de US$ 8.648.380,70.

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Nota 26 Contrato Compra Venta

Al 31 de diciembre de 2013 y 2012 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 del ICE 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 DCA-1482 del 7 de mayo de 2007 refrendo el contrato de compra-venta, 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 (¢22.694.663.965,80), de los cuales cinco mil ciento noventa y ocho millones seiscientos mil cuarenta y dos colones con ochenta céntimos (¢5.198.600.042,80) 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$32.780.874,36).

El ICE deberá cancelar la diferencia entre el valor en libros de la planta y el saldo de la deuda con el BCIE por un monto de cinco mil seiscientos veintiséis millones trescientos dieciocho mil trescientos diecinueve colones con sesenta y seis céntimos (¢5.626.318.319,66); lo anterior, en concordancia con la cláusula cuarta del contrato de compra-venta refrendado por la Contraloría General de la Republica. El primer pago por este concepto se realizará en enero de 2009.

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Contrato Planta Moín

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

Antecedentes

Que mediante acuerdo del Consejo Directivo del ICE, tomado en 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 la misma 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 del ICE mediante oficio 0092-26727-2006 DCA 747-6 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, de acuerdo con lo establecido en la Ley de Contratación Administrativa y que el Consejo de Administración de la CNFL acordó en su sesión número 2124 del 28 de agosto de 2006 llevar a cabo en coordinación con el ICE la operación de compra-venta de la Planta Térmica Moín III mediante novación de 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 compra-venta asumiendo el ICE la deuda, quedando extinguida la obligación precedente de la CNFL.

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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), Tesorería Nacional (TN) y la Secretaría Técnica de la Autoridad Presupuestaria (STAP).

Cláusulas del Contrato:

1. Objeto del contrato

El ICE adquiere de la CNFL la Planta Térmica Moín III contratada mediante el Concurso número 96-12, la que tenía bajo arrendamiento según el contrato suscrito entre la partes el 4 de setiembre de 1997.

2. Obligaciones

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

3. Precio objeto del contrato

El precio de la compra venta se establece en la suma de US$ 44.159.168,10 (cuarenta y cuatro millones ciento cincuenta y nueve mil ciento sesenta y ocho con 10/100 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 de 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$ 34.966.265,86 (treinta y cuatro millones novecientos sesenta y seis mil 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 compra-venta y el saldo de la deuda indicado en la cláusula anterior la pagará el ICE en un plazo de 6 años, en amortizaciones fijas, iguales y consecutivas, periodo durante el cual se cobrará un interés que estará referenciado a la inflación, tal y como se detalla más adelante.

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

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

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 más 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 del refrendo del contrato 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 por parte de la Contraloría General de la República, que debe ser debidamente notificado al ICE. Si por cualquier circunstancia no se otorgara al presente contrato el refrendo respectivo, las partes aceptan que tal circunstancia constituye una imposibilidad para la ejecución del mismo, sin responsabilidad para ninguna de ellas.

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Contratos Contrato Eléctrico a- Contratos de servicios eléctricos

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

La Compañía gozará, durante la vigencia de este contrato, de la exención de

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

En el artículo 36 se establece lo siguiente: “El presente Contrato Eléctrico y

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

Acuerdo empresarial para la comercialización de servicios de Telecomunicaciones y Electricidad:

Se firmó con el ICE un acuerdo empresarial para la comercialización de servicios de Telecomunicaciones y Electricidad entre ambas empresas. Tiene como función regular el costo y los servicios comerciales que se brindan entre ambas empresas.

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Proyecto Hidroeléctrico Olivier

Mediante Convenio de Cooperación Interinstitucional del 27 de junio del 2012 (CON 68-12) suscrito entre Ministerio de Ambiente y Energía, a través del Sistema Nacional de Áreas de Conservación, el Instituto Costarricense de Electricidad y la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. para el diseño y construcción del Proyecto Oliver de generación de energía con fuentes renovables en el Parque Nacional Isla del Coco. A partir del 15 de diciembre de 2014 se da por recibida la obra denominada Micro Central Hidroeléctrica Olivier (PH Olivier). A partir del 13 de diciembre de 2013 se firmó adenda que define el plazo del pago del PH Olivier por parte de Ministerio de Ambiente y Energía el cual es de 40 años y no define el costo del PH Olivier. En la cláusula segunda el Ministerio de Ambiente y Energía se compromete a pagar mediante inclusión al recibo de energía eléctrica la suma de US$2,500 mensuales durante el plazo de vida útil de la planta definido en 40 años, en el medidor No. 925790 Y la localización 0801900140.

Nota 27 Pasivos contingentes

Al 31 de diciembre de 2013 y 2012 los pasivos contingentes se detallan a continuación:

a) Prestaciones legales - Existe un pasivo contingente por el pago de auxilio de cesantía que la CNFL traslada a la Asociación Solidarista por cada funcionario que está afiliado a la misma, equivalente al 5.33%, el cual se rige por lo establecido en la Ley # 6970.

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

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

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

Nota 28 Gobierno Corporativo

En la sesión N. 2258 celebrada el 30 de noviembre de 2009 la Compañía acordó adoptar el Reglamento de Gobierno Corporativo propuesto por la Bolsa Nacional de Valores, S.A. de conformidad con lo dispuesto para los emisores no financieros de valores, artículo 2 del Reglamento de Gobierno Corporativo aprobado por el CONASSIF en las actas de las sesiones 787-2009 y 788-2009 celebrada el 19 de julio de 2009.

Nota 29 Provisión para litigios

De acuerdo con el memorando 2201-899-2011 del 2-9-2011 de la Dirección Jurídica de la CNFL a partir de enero 2012, se registran las respectivas provisiones para las eventuales erogaciones; solo en el caso de que existan resoluciones adversas a los intereses de la CNFL y una vez agotados todos los remedios jurisdiccionales; de tres procesos ordinarios que ya tienen sentencia en primera instancia, a saber:

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Nombre Expediente # Monto (Millones) Consorcio Hydrocote S.A. 03-001248-163-CA ¢ 443,451,853 Ortiz Mondragón César 98-000648-0163-CA 274,800,000 Rufea S.A. 05-001080-163-CA 230,807,328

Total ¢ 949,059,181

La NIIF 37, establece en los artículos # 45 al 47, la posibilidad de descontar a valor presente el monto de las provisiones proyectadas, cuando resulte “en un efecto financiero significativo”. En apego a la NIIF 37, en Enero 2012 se calculó el valor presente de los montos arriba indicados, aplicando la tasa de 11.31%, que es la tasa más alta de las inversiones colocadas por la Compañía, resultando en un efecto financiero significativo pues pasó de ¢ 949 millones a ¢ 655.4 millones. Nombre Monto original Plazo Valor Presente Consorcio Hydrocote S.A. ¢ 443,451,853 4 288,874,856 Ortiz Mondragón César 274,800,000 3 199,257,272 Rufea S.A. 230,807,328 3 167,358,219

¢ 949,059,181 655,490,347

Por recomendación de la Auditoría Externa, en febrero 2012 se hizo un ajuste por ¢ 194.4 millones para registrar la provisión equivalente al año 2011. En el caso de Consorcio Hydrocote S.A., la resolución inicial de primera instancia del año 2011era desfavorable a la CNFL, sin embargo como resultado de la apelación de la CNFL, dicha sentencia fue anulada y se dictó otra en favor de la CNFL, declarando sin lugar la sentencia en todos sus extremos. De acuerdo con la sentencia en segunda instancia # 45-2013-I del 30 de mayo 2013, se reconoció solamente una de las pretensiones por la suma de $ 14,953.70. Por tal razón en el mes de mayo 2013 se reversó parcialmente la provisión de este caso; contra resultados del periodo; dejando un saldo en colones equivalente a dicha suma. En el caso del señor César Ortiz Mondragón, la ejecución de sentencia que está pendiente tiene como finalidad el cobro del daño físico, ya que la sentencia le fue favorable y se agotaron las instancias judiciales. La CNFL ya indemnizó la suma de ¢ 30 millones. A raíz de la sentencia en firme No. 415-2012 del Juzgado Contencioso Administrativo con respecto al caso Rufea S.A., el 25 de junio 2012 se pagaron ¢ 230.8 millones. Durante el periodo Junio – Setiembre 2012 se acumuló la suma de ¢ 199.6 millones para el pago de costas e intereses. En el mes de febrero 2013 se pagaron ¢ 127.6 millones por concepto de intereses.

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En el mes de junio 2013 se incluyó la provisión del caso Banco de San José por la suma de ¢ 10 millones de acuerdo con la sentencia en primera instancia # 2608-2012 del 15-10-2012. El saldo al 31 de Diciembre de 2014 y 2013 de estos casos son los siguientes: Nombre Saldo Dic. 2014

Consorcio Hydrocote S.A. ¢ 16,267

Rufea S.A. (Costas e intereses) 71,718

Banco de San José 10,000 Total ¢ 97,985

Nombre Saldo Dic. 2013

Consorcio Hydrocote S.A. ¢ 15,074,100 Ortiz Mondragón César 199,257,271 Rufea S.A. (Costas e intereses) 71,718,348 Banco de San José 10,000,000

Total ¢ 296,049,719

Nota 30 Autorización para emitir los estados financieros

El Contador General autorizó la emisión de estos estados financieros el 05 de marzo de 2015.

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. - 97 -

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 y análisis de deterioro. Proceso de facturación y cobro. Proceso de financiamiento.

Para las categorías de control interno mencionadas anteriormente obtuvimos una comprensión del diseño de políticas y procedimientos importantes y de si estaban en funcionamiento, y evaluamos el riesgo de control.

Observamos ciertos asuntos relacionados con la estructura de control interno y su funcionamiento que consideramos constituye condiciones que deben ser reportadas según lo establecido por las normas internacionales de auditoría. Las condiciones a reportar comprenden asuntos que llegaron a nuestra atención en relación con deficiencias en el diseño o funcionamiento de la estructura de control interno que, a nuestro juicio, podrían afectar en forma adversa la capacidad de la Compañía para registrar, procesar, resumir y presentar información financiera en forma consistente con las aseveraciones de la administración.

La cuenta de Inmuebles Maquinaria y Equipo incluye la subcuenta Distribución y Transmisión. Se dispone de un sistema de control de estos activos para operación y mantenimiento. No se ha concluido el desarrollo de un sistema con una interfase que permita asociar a cada elemento de las líneas de distribución y transmisión, su costo y revaluación.

La Compañía ha desarrollado el proyecto PH Balsa Inferior mediante un contrato de construcción con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y Consorcio OAS-Engevis. Los costos asociados a este proyecto están por encima del valor del mercado de una planta generadora de electricidad similar. Las pruebas de deterioro en el valor de sus activos demostraron la necesidad de realizar un ajuste por deterioro en el valor de esta Unidad Generadora de Efectivo. La Compañía debe mantener los análisis de deterioro sobre este proyecto y sobre el Proyecto Eólico Valle Central al menos de forma anual para determinar si las condiciones del análisis realizado han sufrido variaciones en el tiempo.

La Compañía en el proceso de liquidación de empleados que mantienen más de 10 años de laborar para la empresa, no contempla un ajuste por el traslado del 3% de aportes que se realizan a las Operadoras de Pensiones seleccionadas por los funcionarios en cumplimiento de lo establecido en la Ley de Protección al Trabajador como parte de la liquidación de prestaciones sociales En nuestro criterio este aporte debe ser considerado en la liquidación de todos los funcionarios.

Despacho Lara Eduarte, s.c. - 99 -


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

31 de diciembre de 2014

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Información complementaria


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Información complementaria

Anexos Número Página

Inmuebles, maquinaria y equipo y depreciación acumulada. 1 104 Construcciones en proceso 2 108 Gastos de operación 3 109 Gastos generales y administrativos 4 110 Otros gastos, otros ingresos 5 111 Revaluación y cobertura de activos 6 112 Relación entre saldo cobrado y el saldo exigible 7 113 Cuadro de antigüedad de saldos 8 115 Información por segmentos 9 116 Flujo de efectivo 10 119 Hoja de trabajo 11 121 Ajustes y reclasificaciones 12 125

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Anexo 1

1 de 4

Costo original Saldo al 31/12/2013 AdicionesCompra directa Ajustes

Aumentos a

construcción en

proceso

Disminuciones en

costrucción en

proceso Retiros DeterioroSaldo al

31/12/2014

Terrenos ¢ 3,521,993 1,503,864 0 924 0 0 0 5,026,781

Mejoras a terrenos 6,160,821 6,013,064 0 0 0 0 0 (795,323) 11,378,562

Edificios 12,017,700 27,491,063 0 (924) 0 0 0 (4,686,298) 34,821,541

Plantas hidroeléctricas 50,416,408 157,556,386 0 0 0 0 0 (26,676,938) 181,295,856

Distribución 106,587,811 10,234,363 0 1,093,069 0 0 (621,116) 0 117,294,127

Transmisión 2,022,475 2,518,822 0 0 0 0 0 (498,462) 4,042,835

Sub-estaciones 13,626,237 11,838,780 0 (1,093,069) 0 0 (195,400) (2,206,280) 21,970,268

Conexiones de servicios 21,395,315 3,264,169 0 0 0 0 (71,007) 0 24,588,477

Equipo de alumbrado de calles 4,035,624 159,468 0 0 0 0 (52,161) 0 4,142,931

Alumbrado público, CNFL 8,633,506 1,054,006 0 0 0 0 0 0 9,687,512

Equipo general 25,990,725 0 1,282,980 39,952 0 0 (792,027) 0 26,521,630

Sistemas de comunicación 951,476 146,924 0 0 0 0 0 0 1,098,400

255,360,091 221,780,909 1,282,980 39,952 0 0 (1,731,711) (34,863,301) 441,868,920

Construcciones en proceso (anexo 2) 154,915,823 0 0 (3,798,974) 50,373,706 (194,889,190) 0 0 6,601,365

Adelantos de obras 8,358,079 0 0 0 9,425,394 (13,659,735) 0 0 4,123,738

Saldo al 31 de diciembre de 2014 418,633,993 221,780,909 1,282,980 (3,759,022) 59,799,100 (208,548,925) (1,731,711) (34,863,301) 452,594,023

Costo original Saldo al 31/12/2012 AdicionesCompra directa Ajustes

Aumentos a

construcción en

proceso

Disminuciones en

costrucción en

proceso RetirosSaldo al

31/12/2013

Terrenos 3,335,937 186,056 0 0 0 0 0 0 3,521,993

Mejoras a terrenos 6,066,924 93,897 0 0 0 0 0 0 6,160,821

Edificios 11,698,382 319,318 0 0 0 0 0 0 12,017,700

Plantas hidroeléctricas 50,133,560 282,848 0 0 0 0 0 0 50,416,408

Distribución 99,215,608 7,923,515 0 0 0 0 (551,312) 0 106,587,811

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

Sub-estaciones 13,824,048 295,143 0 0 0 0 (492,954) 0 13,626,237

Conexiones de servicios 18,821,203 2,656,501 0 0 0 0 (82,389) 0 21,395,315

Equipo de alumbrado de calles 3,987,619 92,472 0 30,044 0 0 (74,511) 0 4,035,624

Alumbrado público, CNFL 7,113,155 1,520,351 0 0 0 0 0 0 8,633,506

Equipo general 25,793,506 0 1,410,336 (100) 0 0 (1,213,017) 0 25,990,725

Sistemas de comunicación 780,622 170,854 0 0 0 0 0 0 951,476

242,793,039 13,540,955 1,410,336 29,944 0 0 (2,414,183) 0 255,360,091

Construcciones en proceso (anexo 2) 91,720,118 0 0 (3,716,281) (1) 79,895,389 (12,983,403) 0 0 154,915,822

Adelantos de obras 5,428,481 0 0 0 19,060,441 (16,130,843) 0 0 8,358,079

Saldo al 31 de diciembre de 2013 ¢ 339,941,638 13,540,955 1,410,336 (3,686,337) 98,955,830 (29,114,246) (2,414,183) 0 418,633,992

(1) Ver anexo 13


Inmuebles, maquinaria y equipo, costo original

Clasificación de movimientos

31 de diciembre


- 105 -

Anexo 1

2 de 4

Depreciación acumulada

Saldo al

31/12/2013 Gastos

Deprec.

Centros de

Servicio Ajustes Retiros

Saldo al

31/12/2014

Terrenos ¢ 0 0 0 0 0 0

Mejoras a terrenos 1,148,396 150,684 2,412 73,494 0 1,374,986

Edificios 2,241,762 255,703 20,314 76,580 0 2,594,359

Plantas hidroeléctricas 10,545,428 1,719,868 0 1,665,183 0 13,930,479

Distribución 25,118,921 3,924,770 0 356,134 (127,829) 29,271,996

Transmisión 482,532 68,683 0 0 0 551,215

Sub-estaciones 3,562,383 473,839 0 (356,134) (49,913) 3,630,175

Conexiones de servicios 4,520,485 773,613 0 0 (23,821) 5,270,277

Equipo de alumbrado de calles 950,970 150,094 0 0 (24,400) 1,076,664

Alumbrado público, CNFL 1,378,529 311,223 0 0 0 1,689,752

Equipo general 13,678,819 1,396,109 842,937 47,959 (650,773) 15,315,051

Sistemas de comunicación 130,063 32,788 0 0 0 162,851

Saldo al 31 de diciembre de 2014 ¢ 63,758,288 9,257,374 865,663 1,863,216 (876,736) 74,867,805

Depreciación acumulada

Saldo al

31/12/2012 Gastos

Deprec.

Centros de

Servicio Ajustes Retiros

Saldo al

31/12/2013

Terrenos ¢ 0 0 0 0 0 0

Mejoras a terrenos 1,012,250 133,694 2,452 0 0 1,148,396

Edificios 2,000,535 221,680 19,547 0 0 2,241,762

Plantas hidroeléctricas 9,394,164 1,151,264 0 0 0 10,545,428

Distribución 21,698,673 3,609,308 0 0 (189,060) 25,118,921

Transmisión 413,849 68,683 0 0 0 482,532

Sub-estaciones 3,259,208 497,724 0 0 (194,549) 3,562,383

Conexiones de servicios 3,874,249 670,903 0 0 (24,667) 4,520,485

Equipo de alumbrado de calles 845,862 148,093 0 29,043 (72,028) 950,970

Alumbrado público, CNFL 1,114,533 263,996 0 0 0 1,378,529

Equipo general 12,432,431 1,398,329 864,186 13,791 (1,029,918) 13,678,819

Sistemas de comunicación 102,091 27,972 0 0 0 130,063

Saldo al 31 de diciembre de 2013 ¢ 56,147,845 8,191,646 886,185 42,834 (1,510,222) 63,758,288


Inmuebles, maquinaria y equipo, costo original


31 de diciembre de


- 106 -

Anexo 1

3 de 4

Saldo al Gastos Depreciación Revaluación Saldo al

Revaluación 31/12/2013 Centros Servicio Anual Ajustes Retiros 31/12/2014

Terrenos ¢ 16,382,632 0 0 1,018,647 78,453 0 17,479,732

Mejoras a Terrenos 8,399,780 0 0 744,214 0 0 9,143,994

Edificios 19,757,474 0 0 1,599,577 (2,213) 0 21,354,838

Plantas hidroeléctricas 73,150,945 0 0 8,518,496 0 0 81,669,441

Distribución 129,760,745 0 0 15,250,183 1,709,375 (928,523) 145,791,780

Transmisión 1,767,074 0 0 233,053 0 0 2,000,127

Sub-estaciones 19,553,296 0 0 1,905,791 (1,709,375) (299,517) 19,450,195

Conexiones de servicios 30,262,258 0 0 4,149,601 0 (125,080) 34,286,779

Alumbrado Público 12,322,180 0 0 1,698,315 0 (94,295) 13,926,200

Equipo general 4,652,571 0 0 0 0 (250,511) 4,402,060

Sistemas de comunicación 262,433 0 0 74,654 0 0 337,087

Saldo al 31 de diciembre de 2014 ¢ 316,271,388 0 0 35,192,531 76,240 (1,697,926) 349,842,233

Saldo al Depreciación Revaluación Ajustes Retiros Saldo al

Depreciación acumulada 31/12/2013 Gastos Centros Servicio anual 31/12/2014

Mejoras a terrenos ¢ 2,497,282 166,994 1,013 184,674 0 0 2,849,963

Edificios 8,225,392 295,869 41,664 508,403 (596) 0 9,070,732

Plantas hidroeléctricas 26,214,158 1,906,244 0 2,557,328 0 0 30,677,730

Distribución 73,667,986 3,825,499 0 6,209,940 765,177 (728,977) 83,739,625

Transmisión 694,770 62,912 0 72,403 0 0 830,085

Sub-estaciones 9,635,397 621,894 0 732,188 (765,177) (166,197) 10,058,105

Conexiones de servicios 21,356,270 651,571 0 2,078,654 0 (89,210) 23,997,285

Alumbrado Público 7,404,433 329,172 0 661,439 0 (45,460) 8,349,584

Equipo general 4,047,253 53,136 46,482 0 0 (239,415) 3,907,456

Sistemas de comunicación 98,503 8,643 0 14,056 0 0 121,202

Saldo al 31 de diciembre de 2013 ¢ 153,841,444 7,921,934 89,159 13,019,085 (596) (1,269,259) 173,601,767


Inmueble, maquinaria y equipo, revaluación


31 de diciembre de


- 107 -

Anexo 1

4 de 4

Saldo al Gastos Depreciación Revaluación Saldo al

Revaluación 31/12/2012 Centros Servicio Anual Ajustes Retiros 31/12/2013

Terrenos ¢ 15,682,250 0 0 700,382 0 0 16,382,632

Mejoras a Terrenos 7,887,607 0 0 512,173 0 0 8,399,780

Edificios 18,661,962 0 0 1,095,512 0 0 19,757,474

Plantas hidroeléctricas 70,431,066 0 0 3,045,704 (325,825) 0 73,150,945

Distribución 124,811,008 0 0 6,342,898 0 (1,393,161) 129,760,745

Transmisión 1,655,399 0 0 111,675 0 0 1,767,074

Sub-estaciones 20,716,793 0 0 874,909 (2,038,406) 0 19,553,296

Conexiones de servicios 29,408,104 0 0 988,701 0 (134,547) 30,262,258

Alumbrado Público 11,796,719 0 0 601,804 49,652 (125,995) 12,322,180

Equipo general 5,189,969 0 0 0 (20) (537,378) 4,652,571

Sistemas de comunicación 236,731 0 0 25,702 0 0 262,433

Saldo al 31 de diciembre de 2013 ¢ 306,477,608 0 0 14,299,460 (2,314,599) (2,191,081) 316,271,388

Saldo al Depreciación Revaluación Ajustes Retiros Saldo al

Depreciación acumulada 31/12/2012 Gastos Centros Servicio anual 31/12/2013

Mejoras a terrenos ¢ 2,222,909 155,966 891 117,516 0 0 2,497,282

Edificios 7,576,483 277,091 39,465 332,353 0 0 8,225,392

Plantas hidroeléctricas 23,593,032 1,787,804 0 833,322 0 0 26,214,158

Distribución 68,406,270 3,618,194 0 2,643,134 0 (999,612) 73,667,986

Transmisión 605,005 58,830 0 30,935 0 0 694,770

Sub-estaciones 9,931,809 662,702 0 312,903 (1,272,017) 0 9,635,397

Conexiones de servicios 20,325,080 627,416 0 496,086 0 (92,312) 21,356,270

Alumbrado Público 6,933,318 311,181 0 233,733 47,997 (121,796) 7,404,433

Equipo general 4,417,546 70,199 56,497 0 (13) (496,976) 4,047,253

Sistemas de comunicación 86,006 7,746 0 4,751 0 0 98,503

Saldo al 31 de diciembre de 2013 ¢ 144,097,458 7,577,129 96,853 5,004,733 (1,224,033) (1,710,696) 153,841,444

Inmueble, maquinaria y equipo, revaluación


31 de diciembre



- 108 -

Anexo 2

Saldo al

31/12/2013 Adiciones Total acumulado

Créditos por

liquidación de obras

Saldo al

31/12/2014

Extensión de líneas ¢ 140,503 6,983,434 7,123,937 6,854,619 269,318

Extensión de líneas subterráneas 203,245 3,363,513 3,566,758 3,084,842 481,916

Mejoras a subestaciones 606,444 237,093 843,537 690,035 153,502

Equipo de Medición 1,380 3,263,863 3,265,243 3,264,169 1,074

Mejoras a plantas 777,645 221,502 999,147 562,870 436,277

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

Proyecto Balsa Inferior 144,695,898 32,639,084 177,334,982 177,319,404 15,578

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

Proyecto hidroeléctrico Anonos 1,536,199 (1,418,090) 118,109 0 118,109

Proyecto Eólico San Buenaventura 957,469 73,152 1,030,621 0 1,030,621

Proyecto Olivier Isla del Coco 125,795 (125,795) 0 0 0

Reconstrucción Planta Ventanas 49,013 49,013 0 49,013

Sistemas fotovoltaicos Residenciales 0 0 0 0 0

Alumbrado público 82,608 1,136,136 1,218,744 1,213,474 5,270

Costos de líneas de comunicación 21,378 164,706 186,084 146,923 39,161

Compra y mejoras a terrenos 235,932 288,195 524,127 212,961 311,166

Construcción compra y mejora a edificios 1,334,815 228,301 1,563,116 1,539,893 23,223

Subtotal construcción en proceso 151,116,849 47,104,107 198,220,956 # 194,889,190 3,331,766

Total de Materiales asignados a proyectos 3,798,974 0 3,798,974 529,375 3,269,599

Saldo al 31 de diciembre de 2014 ¢ 154,915,823 47,104,107 202,019,930 195,418,565 6,601,365

(1) Ver nota 9 Traslado de materiales

(2) Ver anexo 13

Saldo al

31/12/2012 Adiciones Total acumulado

Créditos por

liquidación de obras

Saldo al

31/12/2013

Extensión de líneas ¢ 202,571 4,856,030 5,058,601 4,918,098 140,503

Extensión de líneas subterráneas 208,136 3,000,526 3,208,662 3,005,417 203,245

Mejoras a subestaciones 420,414 481,173 901,587 295,143 606,444

Equipo de Medición 0 2,657,880 2,657,880 2,656,500 1,380

Mejoras a plantas 279,881 509,080 788,961 11,316 777,645

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

Proyecto Balsa Inferior 82,667,141 62,028,757 144,695,898 0 144,695,898

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

Proyecto hidroeléctrico Anonos 1,741,964 (205,765) 1,536,199 0 1,536,199

Proyecto Eólico San Buenaventura 800,469 157,000 957,469 0 957,469

Proyecto Olivier Isla del Coco 0 125,795 125,795 0 125,795

Sistemas fotovoltaicos Residenciales 271,533 0 271,533 271,533 0

Alumbrado público 99,063 1,596,367 1,695,430 1,612,822 82,608

Costos de líneas de comunicación 25,034 167,199 192,233 170,855 21,378

Compra y mejoras a terrenos 21,526 242,933 264,459 28,527 235,932

Construcción compra y mejora a edificios 868,567 479,441 1,348,008 13,193 1,334,815

Subtotal construcción en proceso 88,003,837 76,096,416 164,100,253 12,983,404 151,116,849

Total de Materiales asignados a proyectos 3,716,281 82,693 3,798,974 0 3,798,974

Saldo al 31 de diciembre de 2013 ¢ 91,720,118 76,179,109 167,899,227 12,983,404 154,915,823

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

31 de diciembre (en miles de colones)

- 109 -

Anexo 3

2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013

Gastos de operación

Operación ¢ 0 0 7,936,516 9,937,323 4,940,238 5,543,792 0 0 12,876,754 15,481,115

Mantenimiento 0 0 2,704,758 2,943,531 13,274,473 12,067,565 0 0 15,979,231 15,011,096

Compra de energía eléctrica 238,185,233 243,572,072 0 0 0 0 0 0 238,185,233 243,572,072

Otros gastos 0 0 3,842,040 3,199,142 0 0 4,698,772 3,938,081 8,540,812 7,137,223

Subtotal 238,185,233 243,572,072 14,483,314 16,079,996 18,214,711 17,611,357 4,698,772 3,938,081 275,582,030 281,201,506

Depreciación 0 0 5,824,091 3,590,818 10,461,318 9,686,245 1,023,944 2,585,392 17,309,353 15,862,455

Total ¢ 238,185,233 243,572,072 20,307,405 19,670,814 28,676,029 27,297,602 5,722,716 6,523,473 292,891,383 297,063,961

Total

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

Períodos de un año terminados el 31 de diciembre


Compras de energía

eléctrica Generación hidráulica Distribución Otros Gastos

- 110 -

Anexo 4

2014 2013

Gastos administrativos

Auditoría ¢ 1,373,663 1,323,696

Gerencia 2,136,645 2,172,186

Gestión Estratégica 1,266,284 1,039,994

Contraloría de Servicios 359,781 322,693

Prensa y Relaciones Públicas 953,311 1,117,299

Dirección Jurídica Institucional 1,215,400 972,099

Dirección Administrativa 280,318 277,697

Contabilidad 878,731 839,289

Financiero 1,614,340 1,390,491

Servicios Administrativos 437,333 330,555

Dirección Recursos Humanos 3,297,193 2,753,024

Otros Gastos Administrativos 212,872 1,449,716Total ¢ 14,025,871 13,988,739


Gastos generales y administrativos



- 111 -

Anexo 5

2014 2013

Otros Gastos

Gastos financieros ¢ (5,082,740) (2,120,600)

Diferencias cambiarias (7,085,843) (1,493,862)

Subtotal (12,168,583) (3,614,462)

Misceláneos

Transporte eléctrico (366,361) (331,417)

Varios (3,587,269) (4,129,724)

Gastos por deterioro PH Balsa Inferior (34,863,300) 0

Subtotal (38,816,930) (4,461,141)

Total Otros Gastos (50,985,513) (8,075,603)

Otros Ingresos

Ingresos financieros 131,223 279,852

Multas por atrasos 2,404,545 2,494,468

Servicios al ICE 570,248 0

Misceláneos 575,097 2,071,606Varios 1,772,314 838,793

5,453,427 5,684,719

Diferencias cambiarias 2,729,210 1,877,852

Total Otros Ingresos 8,182,637 7,562,571

Total Neto ¢ (42,802,876) (513,032)

Efecto neto diferencias de cambio ¢ (4,356,633) 383,990


Otros gastos , otros ingresos



- 112 -

Anexo 6

2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013

Terrenos ¢ 5,026,781 3,521,993 17,479,732 16,382,632 22,506,513 19,904,625 22,506,513 19,904,625 0 0

Mejoras en terrenos 11,378,562 6,160,821 9,143,994 8,399,780 20,522,556 14,560,601 4,224,950 3,645,677 16,297,606 10,914,924 0 0

Edificios 34,821,541 12,017,700 21,354,838 19,757,474 56,176,379 31,775,174 11,665,091 10,467,154 44,511,288 21,308,020 59,797,885 59,797,885

Plantas hidroeléctricas 181,295,856 50,416,408 81,669,441 73,150,945 262,965,297 123,567,353 44,608,209 36,759,586 218,357,088 86,807,767 131,521,161 131,521,161

Distribución 117,294,127 106,587,811 145,791,780 129,760,745 263,085,907 236,348,556 113,011,621 98,786,907 150,074,286 137,561,649 0 0

Transmisión 4,042,835 2,022,475 2,000,127 1,767,074 6,042,962 3,789,549 1,381,300 1,177,302 4,661,662 2,612,247 0 0

Subestaciones 21,970,268 13,626,237 19,450,195 19,553,296 41,420,463 33,179,533 13,688,279 13,197,780 27,732,184 19,981,753 28,117,287 28,117,287

Conexiones de servicios 24,588,477 21,395,315 34,286,779 30,262,258 58,875,256 51,657,573 29,267,562 25,876,755 29,607,694 25,780,818 0 0

Alumbrado público 13,830,443 12,669,130 13,926,200 12,322,180 27,756,643 24,991,310 11,116,000 9,733,933 16,640,643 15,257,377 0 0

Equipo general 26,521,630 25,990,725 4,402,060 4,652,571 30,923,690 30,643,296 19,222,508 17,726,072 11,701,182 12,917,224 31,271,409 31,271,409

Sistemas de comunicación 1,098,400 951,476 337,087 262,433 1,435,487 1,213,909 284,053 228,565 1,151,434 985,344 0 0

Total ¢ 441,868,920 255,360,091 349,842,233 316,271,388 791,711,153 571,631,479 248,469,573 217,599,731 543,241,580 354,031,748 250,707,742 250,707,742

Valor neto contable Valor asegurado


Revaluación y cobertura de activos

31 de diciembre


Original Revaluado Total Depreciación acumulada

- 113 -

Anexo 7

1 de 2

2013

Cuentas por cobrar, servicios eléctricos al inicio del año ¢ 20,306,648

Más, facturación de servicios eléctricos durante el año 344,415,688

Menos, cuentas por cobrar al final del año (20,739,229)

Total cobrado en el año 343,983,107

Saldo exigible durante el año 2013

Cuentas por cobrar, servicios eléctricos al inicio del año 20,306,648

Más facturación de servicios eléctricos durante el período

de enero a noviembre de 2013 344,415,688

Total saldo exigible ¢ 364,722,336

Índice de cobranza: Cobrado en el año x 100

Saldo exigible

¢ 343,983,107

364,722,336

0,94314

Véase el informe de los auditores externos.

Cuenta 18151005 Consumidores (CD-4) Año 2013

Mes Débitos Créditos Saldo

Enero ¢ 25,728,615,045 35,821,465 25,692,793,580

Febrero 27,346,033,420 20,407,235 27,325,626,185

Marzo 27,068,525,235 20,398,625 27,048,126,610

Abril 29,039,729,280 13,447,795 29,026,281,485

Mayo 31,743,339,335 38,433,655 31,704,905,680

Junio 31,773,271,315 21,507,725 31,751,763,590

Julio 31,176,940,595 42,016,000 31,134,924,595

Agosto 30,658,415,325 176,330,450 30,482,084,875

Septiembre 31,852,401,490 164,153,115 31,688,248,375

Octubre 28,165,868,655 35,001,640 28,130,867,015

Noviembre 25,377,681,545 20,404,090 25,357,277,455

Diciembre 25,102,641,670 29,853,000 25,072,788,670

Totales ¢ 345,033,462,910 617,774,795 344,415,688,115

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

este concepto.

Indice


Relación entre el saldo cobrado y el saldo exigible

31 de diciembre


Cobrado en el año 2013

- 114 -

Anexo 7

2 de 2

2014

Cuentas por cobrar, servicios eléctricos al inicio del año ¢ 20,739,229

Más, facturación de servicios eléctricos durante el año 337,711,328

Menos, cuentas por cobrar al final del año (21,821,286)

Total cobrado en el año 336,629,271

Saldo exigible durante el año 2014

Cuentas por cobrar, servicios eléctricos al inicio del año 20,739,229

Más facturación de servicios eléctricos durante el período

de enero a noviembre de 2014 337,711,328

Total saldo exigible ¢ 358,450,557

Índice de cobranza: Cobrado en el año x 100

Saldo exigible

¢ 336,629,271

358,450,557

0,93912

Véase el informe de los auditores externos.

Cuenta 18151005 Consumidores (CD-4) Año 2014

Mes Débitos Créditos Saldo

Enero ¢ 24,897,920,730 17,517,025 24,880,403,705

Febrero 26,423,069,645 41,008,890 26,382,060,755

Marzo 27,206,246,560 23,180,865 27,183,065,695

Abril 27,511,968,520 16,727,720 27,495,240,800

Mayo 29,035,112,765 31,701,840 29,003,410,925

Junio 29,295,163,400 25,396,420 29,269,766,980

Julio 29,038,854,805 143,869,220 28,894,985,585

Agosto 29,780,106,120 193,827,480 29,586,278,640

Septiembre 29,424,144,515 88,240,435 29,335,904,080

Octubre 29,201,399,700 94,917,695 29,106,482,005

Noviembre 28,453,596,165 39,713,595 28,413,882,570

Diciembre 28,197,364,330 37,518,050 28,159,846,280

Totales ¢ 338,464,947,255 753,619,235 337,711,328,020

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

este concepto.


Relación entre el saldo cobrado y el saldo exigible

31 de diciembre


Cobrado en el año 2014

Indice

- 115 -

Anexo 8

DEPARTAMENTO CONSUMIDORES

PENDIENTE POR ANTIGUEDAD SALDO A DICIEMBRE 2014

TOTAL GENERAL

DIAS COMPROBANTES COLONES

ANTIGUEDAD CANTIDAD PORCENTAJE MONTO PORCENTAJE

0 - 30 357,343 83,02% 21,399,740,631,00 92,86%

31 - 60 25,548 5,94% 567,488,308,00 2,46%

61 - 90 10,158 2,36% 202,765,921,00 0,88%

91-180 10,259 2,38% 204,799,872,00 0,89%

181 Y MAS 27,124 6,30% 671,131,858,78 2,91%

Total General 430,432 100,00% 23,045,926,590,78 100,00%

DEPARTAMENTO CONSUMIDORES

PENDIENTE POR ANTIGUEDAD SALDO A DICIEMBRE 2014

DIRECCION COMERCIAL (NO INCLUYE ICE, GOBIERNO NI MUNICIPIOS)

DIAS COMPROBANTES COLONES

ANTIGUEDAD CANTIDAD PORCENTAJE MONTO PORCENTAJE

0 - 30 356,993 83,02% 20,095,199,789,00 92,47%

31 - 60 25,530 5,94% 560,447,338,00 2,58%

61 - 90 10,148 2,36% 202,138,011,00 0,93%

91-180 10,251 2,38% 204,537,497,00 0,94%

181 Y MAS 27,110 6,30% 670,058,183,38 3,08%

Total General 430,032 100,00% 21,732,380,818,38 100,00%

Fuente: QB / FAQ-0240-P01 / HISTORICO DE PENDIENTES / ANALISIS

-116-

Anexo 9

1 de 3

Total 2014 Total 2013

2014 Notas 2013 2014 Notas 2013 2014 Notas 2013 2014 Notas 2013

ActivoInmuebles, Maquinaria y Equipo

Activos en Operación Costo Original ¢ 63,689,592 2 73,981,361 174,387,287 8 158,158,990 15,322,621 16 13,390,231 11,150,015 18 9,829,509 264,549,515 255,360,091

Menos, Depreciación Acumulada Activos en Operación Costo Original (20,424,001) 2 (17,640,478) (46,719,697) 8 (39,786,849) (3,489,990) 16 (2,656,396) (4,234,117) 18 (3,674,565) (74,867,805) (63,758,288)

Activos en Operación Revaluación 105,672,487 2 94,155,056 214,580,857 8 191,302,838 14,248,237 16 12,561,565 15,340,651 18 18,251,930 349,842,231 316,271,388

Menos, Depreciación Acumulada Activos en Operación Revaluación (38,794,630) 2 (33,771,474) (122,192,068) 8 (108,690,368) (8,502,840) 16 (7,497,517) (4,112,228) 18 (3,882,085) (173,601,766) (153,841,444)

Activo Fijo Neto 110,143,448 116,724,465 220,056,379 200,984,611 17,578,028 15,797,883 18,144,321 20,524,789 365,922,175 354,031,7470 0 0 0

Obras en Construcción 179,715,578 2 148,850,696 932,610 8 1,081,525 2,982 16 124,916 0 18 1,059,711 180,651,170 151,116,848

Adelanto para Construcciones en Obras 3,855,661 7,663,048 268,079 695,031 0 0 0 0 4,123,740 8,358,079 Inventarios - Inversión 1,240 2 1,240 2,775,074 8 3,279,313 493,121 16 517,991 164 18 431 3,269,599 3,798,975

Total Inmuebles, Maquinaria y Equipo 293,715,927 273,239,449 224,032,142 206,040,480 18,074,131 16,440,790 18,144,485 21,584,931 553,966,684 517,305,649

Inversiones y Cuentas a Cobrar Largo Plazo Inversiones 0 14,225,497 10,137 9 10,137 0 0 252,417 252,417 262,554 14,488,051

Efectos a Cobrar 634,538 1,256,605 500 1,529 0 0 310 947 635,348 1,259,081

ICE Planta Térmica Moin III 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total 634,538 0 15,482,102 10,637 11,666 0 0 252,727 253,364 897,902 15,747,132

Activo Circulante Inversiones Transitorias 0 501,970 10,000 10,000 0 0 1,385,784 3,218,402 1,395,784 3,730,372

Fondos con Finalidad Específica 0 0 0 0 0 0 6,680,256 4,135,493 6,680,256 4,135,493

Cuentas por Cobrar Servicios Eléctricos 0 0 22,772,519 11 21,994,755 0 0 0 0 22,772,519 21,994,755

Cuentas por Cobrar no Comerciales 11,645 4 1,031,627 3,293,108 11 2,589,933 0 0 2,610,307 15,099,502 5,915,059 18,721,061

Estimación para Incobrables 0 0 (1,291,416) 11 (1,705,814) 0 0 0 0 (1,291,416) (1,705,814)

Efectos a Cobrar 16,533 4 1,415,968 225,466 55,890 0 0 97,438 97,668 339,437 1,569,526

Inventarios - Operación 1,307,311 1,445,186 1,053,085 1,144,344 489,772 423,416 1,213,181 1,420,982 4,063,349 4,433,928

Estimación para Valuación de Existencias Almacenes 0 0 0 0 0 0 (29,715) (54,558) (29,715) (54,558)

Materiales en Tránsito - Operación 0 0 0 0 0 0 384,649 1,172,646 384,649 1,172,646

Gastos Prepagados 458,493 51,192 822,806 541,105 0 0 107,999 125,610 1,389,298 717,907

Total 1,793,982 4,445,943 26,885,568 24,630,213 489,772 423,416 12,449,899 25,215,745 41,619,220 54,715,316

Otros Activos Centros de servicios 94,201 33,848 0 831 185,230 135,780 0 0 279,431 170,459

Inmuebles, maquinaria y equipo fuera de operación 5,265,134 3 5,044,600 1,045,409 10 993,471 0 0 1,036,648 986,636 7,347,191 7,024,707

Depósitos en garantía 68,339 3 118,940 61,725 10 8,378 0 0 6,604 5,793 136,668 133,111

Impuesto sobre la renta diferido 0 0 0 0 0 0 415,608 607,075 415,608 607,075

Otros Activos 906,540 3 898,034 2,931,658 10 5,441,045 0 0 3,781,185 868,283 7,619,383 7,207,362

Total 6,334,214 6,095,422 4,038,792 6,443,725 185,230 135,780 5,240,045 2,467,787 15,798,281 15,142,714

Total activo ¢ 302,478,661 299,262,916 254,967,139 237,126,084 18,749,133 16,999,986 36,087,156 49,521,827 612,282,087 602,910,811

…viene


Estado de Posición Financiera - Activo

por segmentos de negocios



Generación Distribución y comercialización Alumbrado público No asignable

-117-

Anexo 92 de 3


2014 Notas 2013 2014 Notas 2013 2014 2013 2014 Notas 2013

PasivoPasivo a Largo Plazo

Títulos Valores 52,300,000 5 52,300,000 0 0 0 0 0 0 52,300,000 52,300,000

Efectos por Pagar Largo Plazo ¢ 103,003,936 5 90,443,126 14,414,218 12 12,914,862 0 0 3,738,815 10,989,699 121,156,969 114,347,687

Depósitos Recibidos en Garantía 0 11,609,257 10,672,076 0 0 0 0 11,609,257 10,672,076

Prestaciones Legales 1,025,155 7 2,458,050 3,643,457 15 8,736,043 0 0 2,258,112 19 (726,679) 6,926,724 10,467,414

Provisión para litigios 97,986 296,050 97,986 296,050

Impuesto Sobre la Renta Diferido 0 0 0 0 0 1,660,450 1,610,624 1,660,450 1,610,624

Total 156,329,091 145,201,176 29,666,932 32,322,981 0 0 7,755,363 12,169,694 193,751,386 189,693,851

Pasivo a Corto Plazo Obligaciones por pagar, general 4,903,571 5 2,886,487 1,426,888 12 1,928,360 0 0 26,947,593 8,023,227 33,278,052 12,838,073

Cuentas por Pagar 216,174 908,865 19,686,883 17,168,397 0 0 17,622,507 17,552,528 37,525,564 35,629,789

Intereses Acumulados por Pagar 878,625 7 758,290 244,655 15 100,919 0 0 268,863 19 250,963 1,392,143 1,110,172

Depósitos de Particulares 0 235,382 14 191,427 0 0 686,712 959,678 922,094 1,151,105

Dividendos Accionistas 0 0 0 0 0 5,603 6,199 5,603 6,199

Gastos no Financieros Acumulados por Pagar 0 112,027 84,966 0 0 908,151 2,104,602 1,020,178 2,189,568

Prestaciones Legales 148,000 7 148,000 526,000 15 526,000 0 0 326,000 19 326,000 1,000,000 1,000,000

Multas y Retenciones Incumplimiento Obras 0 1,447,987 1,341,836 1,156,253 1,071,489 2,604,240 2,413,325

Provisión para Obligaciones Patronales 1,359,275 7 972,614 4,837,886 15 3,463,023 0 0 6,295,571 19 2,635,376 12,492,732 7,071,013

Fondo de Ahorro y Préstamo 0 0 0 0 0 1,165,394 1,243,806 1,165,394 1,243,8060 0

Total 7,505,645 5,674,256 28,517,707 24,804,928 0 0 55,382,647 34,173,868 91,406,000 64,653,050

Total Pasivo 163,834,735 150,875,432 58,184,639 57,127,909 0 0 63,138,010 46,343,562 285,157,386 254,346,9010

Patrimonio Capital en Acciones ICE 26,845,341 18,104,998 26,845,341 31,839,823 1,248,621 624,310 7,491,724 11,861,895 62,431,027 62,431,026

Capital en Acciones Interés Minoritario 381,283 257,144 381,283 452,219 17,734 8,867 106,404 168,474 886,704 886,704

Reserva Desarrollo de Proyectos 30,757 20,743 30,757 36,479 1,431 715 8,583 13,590 71,528 71,527

Superávit por Revaluación de Activos 67,838,917 61,798,342 93,716,450 84,411,784 5,827,960 5,180,650 11,389,781 14,769,860 178,773,108 166,160,636

Reserva legal 1,137,225 709,802 1,137,225 1,248,272 52,894 24,476 317,366 662,160 2,644,710 2,644,710

Sperávito Donado 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Utilidades no Distribuidas 42,607,134 67,496,456 51,030,990 58,241,497 16,400,003 11,177,802 14,828,990 (24,967,926) 124,867,113 111,947,827

Patrimonio Transitorio: Utilidad del Periódo (196,731) 0 23,640,454 3,768,102 (4,799,510) (16,833) (61,193,702) 670,213 (42,549,489) 4,421,481

Total del Patrimonio 138,643,926 148,387,485 196,782,500 179,998,176 18,749,133 16,999,987 (27,050,854) 3,178,266 327,124,701 348,563,911

Total del Pasivo y Patrimonio ¢ 302,478,661 299,262,916 254,967,139 237,126,084 18,749,133 16,999,986 36,087,156 49,521,827 612,282,087 602,910,811

Las notas son parte integrante de los estados financieros por segmentos


Estado de Posición Financiera - Pasivo - Patrimonio

por segmentos de negocios



Generación Distribución y comercialización Alumbrado público No asignable

- 118 -

Anexo 9

3 de 3


2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013

Ventas de energia ¢ 0 0 311,479,562 315,135,557 8,473,008 8,445,199 0 0 319,952,570 323,580,756

Producción 0 0

Costos ambientales y proyectos hidroelectricos 0 0

Compras de Energía ICE 0 79 232,041,847 243,993,032 6,143,387 5,539,253 0 (5,960,292) 238,185,234 243,572,072

Sistemas de Generación 14,483,314 16,079,997 0 0 0 0 0 0 14,483,314 16,079,997

Sistemas de Distribución 0 0 20,714,445 19,771,274 0 0 20,714,445 19,771,274

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

Alumbrado publico CNFL 0 0 0 0 2,199,037 1,778,163 0 0 2,199,037 0 1,778,163

Total costos produccion y compras de energia 14,483,314 16,080,076 252,756,292 263,764,306 8,342,424 7,317,416 0 (5,960,292) 275,582,030 281,201,506

Traslados de costos de produccion (14,483,314) (16,080,076) 14,483,314 16,080,076 0 0 0 0 0 0

Utilidad bruta 0 0 44,239,956 35,291,175 130,584 1,127,783 0 5,960,292 44,370,540 42,379,2500 0

Otros ingresos de operación 0 0 8,457,337 14,385,633 2,002 3,371 4,893,679 8,104 13,353,018 14,397,108

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

Utilidad bruta mas otros ingresos de operación 0 0 52,697,293 49,676,808 132,586 1,131,154 4,893,679 5,968,396 57,723,558 56,776,358

0,999202939 0,000234171 0,000562889 0

Incobrables 0 0 163,673 0 0 0 0 163,673 0

Comercializacion 0 0 25,114,663 21,700,480 0 0 0 0 25,114,663 21,700,480

Gastos administrativos 0 0 14,025,871 13,988,739 14,025,871 13,988,739

Impuestos 0 0 647,938 212,857 16,600 2,905 608 388 665,146 216,150

Depreciacion 5,824,091 3,590,819 10,461,318 9,686,244 826,437 760,829 197,507 1,824,563 17,309,353 15,862,455

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

Total costos de operación, depreciacion e impuestos 5,824,091 3,590,819 36,387,592 31,599,581 843,037 763,734 14,223,986 15,813,690 57,278,705 51,767,824

Traslados de costos de operación, depreciacion e imp. (5,824,091) (3,590,819) 5,824,091 3,590,819 0 0 0 0 0 0

Utilidad (perdida) de operación antes de gastos finan. 0 0 10,485,610 14,486,408 (710,451) 367,420 (9,330,307) (9,845,294) 444,852 5,008,534

Otros ingresos

Ingresos Fuera de Operación 591,043 570,233 3,079,016 3,187,431 0 0 1,783,368 1,927,055 5,453,427 5,684,719

Ingresos por Diferencias Cambiarias 1,149,610 777,867 562,308 544,748 0 0 820,561 555,237 2,532,479 1,877,852

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

Varios 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total otros ingresos 1,740,653 1,348,100 3,641,324 3,732,179 0 0 2,603,929 2,482,292 7,985,906 7,562,571

Gastos por Intereses 2,775,878 1,059,001 631,995 537,607 0 0 1,674,866 523,992 5,082,739 2,120,600

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

Gastos por Diferencias Cambiarias 4,281,221 543,476 1,696,671 321,170 0 0 911,220 629,216 6,889,112 1,493,862

Gastos Varios 38,140,486 2,090,805 381,074 378,098 0 0 295,370 1,992,238 38,816,930 4,461,141

Traslado otros ingresos y gastos financieros 8,396,900 2,345,182 (8,396,900) (2,345,182) 0 0 0 0 0 0

Utilidad de operación incluyendo gastos financieros (35,060,032) 0 3,020,294 14,636,530 (710,451) 367,420 (9,607,834) (10,508,448) (42,358,023) 4,495,502

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

Estimación del Impuesto de la Renta 0 0 0 0 0 0 191,466 74,021 191,466 74,021

Utilidad o (perdida) neta (35,060,032) 0 3,020,294 14,636,530 (710,451) 367,420 (9,799,301) (10,582,469) (42,549,489) 4,421,481

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

Gasto impuesto sobre la renta 0 0 0 0 0 0Saldo del estado de resultados ajustado ¢ (35,060,032) 0 3,020,294 14,636,530 (710,451) 367,420 (9,799,301) (10,582,469) (42,549,489) 4,421,481

Las notas y anexos son parte integrante de los estados financieros

Generación Distribucion y comercialización Alumbrado público No Asignables

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 2014 y 2013


- 119 -

Anexo 10

1 de 2

2014 2013

Actividades de operaciónEntradas de efectivo

Pagos recibidos de clientes por servicios eléctricos ¢ 341,011,044 346,465,388

Otras cuentas por cobrar (Gob, ICE, func. etc) 30,140,164 30,135,837

Otros ingresos 1,310,626 1,639,492

Total entradas de efectivo 372,461,834 378,240,717

Salidas de efectivo

Efectos por cobrar 1,000,923 1,074,297

Instituto Costarricense de Electricidad 28,458 79,964

Eólico Valle Central 0 56,206

Compras de materiales (1,344,228) (3,009,047)

Seguros y trabajos en proceso (2,045,604) (1,632,353)

Trabajos y servicios en proceso (4,458,910) (5,523,171)

Pagos de cesantía (3,642,856) (3,604,837)

Estimaciones varias 0 0

Pagos de energía y servicios al ICE (235,670,957) (255,897,979)

Pagos por dividendos (596) 743

Pagos a proveedores (27,997,910) (29,290,050)

Salarios (40,986,430) (40,431,306)

Depósitos a terceros (2,698,724) (3,444,983)

Impuestos y cánones (637,477) (276,130)

Cargas sociales y patronales (10,394,948) (8,955,336)

Provisiones para cargas sociales (7,509,556) (8,096,169)

Gastos de operación (3,779,491) (4,298,945)

Gastos financieros 186,297 (322,598)

Gastos fuera operación (254,654) (389,838)

Total salidas de efectivo (340,206,663) (363,961,532)Flujo neto en actividades de operación ¢ 32,255,171 14,279,185


Flujo de efectivo

Comparativo

Método Directo


- 120 -

Anexo 10

2 de 2

2014 2013

Flujos de efectivo por actividades de inversión

Entradas de efectivo

Inversiones a corto plazo ¢ 0 501,970

Superávit donado 0 0

Total entradas de efectivo 0 501,970

Adiciones a capital fijo año corriente (12,445,917) (29,518,153)

Inversiones largo plazo 0 (10,137)

Inversiones a corto plazo 0 (501,970)

Efectos a cobrar 0 320

Garantías y otros activos (306,343) (1,542,469)

Total salidas de efectivo (12,752,260) (31,572,409)

Flujo neto en actividades de inversión (12,752,260) (31,070,439)

Flujos de efectivo en actividades financieras

Depósitos de terceros 237,219 234,999

Obligaciones por pagar (5,218,273) 20,269,021

Intereses (14,311,682) (10,460,364)

Flujos de efectivo en actividades financieras (19,292,736) 10,043,656

Flujo neto del año 210,175 (6,747,598)

Incremento neto de efectivo y demás equivalentes 210,175 (6,747,598)

Efectivo y quivalentes al efectivo al inicio del período 7,865,865 14,613,463Efectivo y quivalentes al efectivo al final del período ¢ 8,076,040 7,865,865



Flujo de efectivo

Comparativo

Método Directo

- 121 -

Anexo 11

1 de 4

Descripción

Número de

asiento

Número de

asiento

Administración Debe Haber Debe Haber Auditado

Activo

Activo fijo

Inmuebles, maquinaria y equipo, neto (anexos 1, 2, 6) ¢ 588,786,527 0 0 1,2 y 3 177,362,861 212,182,704 553,966,684

Efectos por cobrar a largo plazo 635,348 0 0 0 635,348

Otros activos 15,379,670 0 0 3 3,003 0 15,382,673

Inversiones a largo plazo 262,554 0 0 0 262,554

Impuesto sobre la renta diferido 415,608 0 0 0 415,608

Total activo fijo 605,479,707 0 0 177,365,864 212,182,704 570,662,867

Activo circulante

Efectivo y equivalentes de efectivo 8,076,040 0 0 0 0 8,076,040

Efectos por cobrar 339,436 0 0 0 0 339,436

Cuentas por cobrar, neto 27,734,441 0 0 3, 4 y 5 65410,52 403,688 27,396,163

Inventarios, neto 4,418,283 0 0 0 0 4,418,283

Gastos pagados por anticipado 1,412,693 0 0 3 0 23,395 1,389,298

Total activo circulante 41,980,893 0 0 65,411 427,083 41,619,220

Total activo 647,460,600 0 0 177,431,274 212,609,787 612,282,087

Pasivo y patrimonio

Pasivo fijo

Deuda a largo plazo, menos porción circulante 173,456,969 0 0 0 0 173,456,969

Depósitos en garantía recibidos por servicios 11,609,257 0 0 0 0 11,609,257

Provisión para el pago de beneficios sociales al personal 6,926,725 0 0 0 0 6,926,725

Provisión para litigios 97,985 0 0 0 0 97,985

Impuesto sobre la renta diferido 1,660,450 0 0 0 0 1,660,450

Total pasivo fijo 193,751,386 0 0 0 0 193,751,386

Pasivo a corto plazo

Porción circulante de la deuda a largo plazo 33,278,052 0 0 0 0 33,278,052

Cuentas por pagar 42,224,795 0 0 3 0 96,087 42,320,882

Gastos acumulados y otras cuentas por pagar 14,998,197 0 0 3 0 808,869 15,807,066

Total pasivo a corto plazo 90,501,044 0 0 0 904,956 91,406,000

Total pasivo 284,252,430 0 0 0 904,956 285,157,386

Patrimonio

Capital acciones, 63,317,730 acciones comunes suscritas

y pagadas, con valor nominal de ¢1.00 cada una 63,317,730 0 0 0 0 63,317,730

Acciones comunes en circulación 63,317,730 0 0 0 0 63,317,730

Reserva legal 2,644,710 0 0 2,644,710

Reserva para desarrollo de proyectos 71,527 0 0 71,527

Utilidades no distribuidas 124,670,384 0 0 6 1,712 198,443 124,867,115

Utilidad del periodo (6,269,289) 2,3,4,5 y 6 36,281,912 1,712 -42,549,489

Superávit por revaluación de activos productivos 178,773,108 0 0 178,773,108

Total patrimonio 363,208,170 0 0 36,283,624 200,155 327,124,701

Total pasivo y patrimonio ¢ 647,460,600 0 0 36,283,624 1,105,111 612,282,087

Cuentas de orden ¢ 0 0 0 0 0 0

Monto Monto


Estado de posición financiera



Reclasificaciones Ajustes

- 122 -

Anexo 11

2 de 4

Descripción

Número de

asiento

Número de

asiento


Ingresos de operación

Ventas de energía

Residencial ¢ 110,121,040 0 0 0 0 110,121,040

Comercial 155,051,337 0 0 0 0 155,051,337

Industrial 42,489,162 0 0 0 0 42,489,162

Alumbrado público 8,511,951 0 0 0 0 8,511,951

Total ventas de energía eléctrica 316,173,490 0 0 0 0 316,173,490

Otros ingresos de operación 17,470,606 0 0 4 y 5 350,742 12,234 17,132,098

Total ingresos 333,644,096 0 0 350,742 12,234 333,305,588

Gastos de operación (anexo 3)

Compras de energía eléctrica 238,185,233 0 0 0 0 0 238,185,233

Generación hidráulica 10,536,548 0 0 0 3 104,726 0 10,641,274

Planes ambientales y proyectos de generación 3,842,040 0 0 0 0 0 3,842,040

Distribución y transmisión 18,034,446 0 0 0 3 180,268 3 18,214,711

Alumbrado público 2,199,037 0 0 0 0 0 2,199,037

Programa uso racional 2,499,734 0 0 0 0 0 2,499,734

Total gastos de operación 275,297,038 0 0 0 284,994 3 275,582,030

Utilidad de operación 58,347,058 0 0 0 0 0 57,723,559

Gastos consumidores 25,084,230 0 0 0 3 194,106 0 25,278,336

Generales y administrativos (anexo 4) 13,649,953 0 0 0 3 375,918 0 14,025,871

Impuestos 665,146 0 0 0 0 0 665,146

Depreciación (anexo 3) 17,309,353 0 0 0 0 0 17,309,353

Total gastos de personal y administrativos 56,708,682 0 0 0 570,023 0 57,278,705

Utilidad neta 1,638,376 0 0 0 0 0 444,853

Otros gastos (ingresos) (anexo 13)

Otros ingresos (anexo 5) 5,453,427 0 0 0 0 0 5,453,427

Gastos por intereses y diferencias de cambio (anexo 5) (4,159,902) 0 0 0 6 198,443 1,712 (4,356,633)

Otros gastos (anexo 5) (9,009,724) 0 0 0 2 34,889,946 0 (43,899,670)

Total otros gastos e ingresos, netos (7,716,199) 0 0 0 35,088,389 1,712 (42,802,876)

0

Utilidad neta antes del impuesto de renta (6,077,823) 0 0 0 35,088,389 1,712 -42,358,023

Ingreso impuesto sobre la renta diferido, neto (6,077,823) 0 0 0 0 (42,358,023)

Gasto impuesto sobre la renta (191,466) 0 0 0 0 0 (191,466)

Utilidad neta del período ¢ (6,269,289) 0 0 0 36,294,149 13,949 (42,549,489)

Estados de ingresos y gastos



Monto Monto


Períodos de un año terminados el 31 de diciembre de 2014

-123-

Anexo 11

3 de 4

Descripción Número de

asientoNúmero de

asiento


Activo

Activo fijo

Inmuebles, maquinaria y equipo, neto (anexos 1, 2, 6) ¢ 509,791,998 0 0 4 7,513,651 0 517,305,649

Efectos por cobrar a largo plazo 1,259,081 0 0 0 0 1,259,081

Otros activos 14,535,639 0 0 0 0 14,535,639

Inversiones a largo plazo 14,488,051 0 0 0 0 14,488,051

Impuesto sobre la renta diferido 607,075 0 0 0 0 607,075

Total activo fijo 540,681,844 0 0 7,513,651 0 548,195,495

Activo circulante

Efectivo y equivalentes de efectivo 7,865,865 0 0 0 0 7,865,865

Efectos por cobrar 1,569,526 0 0 0 0 1,569,526

Cuentas por cobrar, neto 40,036,125 0 0 2 0 1,026,123 39,010,002

Inventarios, neto 5,552,016 0 0 0 0 5,552,016

Gastos pagados por anticipado 717,907 0 0 0 0 717,907

Total activo circulante 55,741,439 0 0 0 1,026,123 54,715,316

Total activo 596,423,283 0 0 7,513,651 1,026,123 602,910,811

Pasivo y patrimonio

Pasivo fijo

Deuda a largo plazo, menos porción circulante 166,647,687 0 0 0 0 166,647,687

Depósitos en garantía recibidos por servicios 10,672,076 0 0 0 0 10,672,076

Provisión para el pago de beneficios sociales al personal 16,608,446 0 0 1 6,141,032 0 10,467,414

Provisión para litigios 296,050 0 0 0 296,050

Impuesto sobre la renta diferido 1,610,624 0 0 0 1,610,624

Total pasivo fijo 195,834,883 0 0 6,141,032 0 189,693,851

Pasivo a corto plazo

Porción circulante de la deuda a largo plazo 12,838,073 0 0 0 0 12,838,073

Cuentas por pagar 33,226,623 0 0 4 0 7,513,651 40,740,274

Gastos acumulados y otras cuentas por pagar 9,902,155 0 0 3 0 1,172,548 11,074,703

Total pasivo a corto plazo 55,966,851 0 0 0 8,686,199 64,653,050

Total pasivo 251,801,734 0 0 6,141,032 8,686,199 254,346,901

Patrimonio

Capital acciones, 63,317,730 acciones comunes suscritas

y pagadas, con valor nominal de ¢1.00 cada una 63,317,730 0 0 0 0 63,317,730

Acciones comunes en circulación 63,317,730 0 0 0 0 63,317,730

Reserva legal 2,447,592 0 0 5 0 197,118 2,644,710

Reserva para desarrollo de proyectos 71,527 0 0 0 71,527

Utilidades no distribuidas 112,144,944 0 0 5 197,118 111,947,826

Utilidad del periodo 479,120 2,198,671 6,141,032 4,421,481

Superávit por revaluación de activos productivos 166,160,636 0 0 166,160,636

Total patrimonio 344,621,549 0 0 2,395,789 6,338,150 348,563,910

Total pasivo y patrimonio ¢ 596,423,283 0 0 8,536,821 15,024,349 602,910,811

Cuentas de orden ¢ 104,660,886 0 0 0 0 104,660,886


Estado de posición financiera




Monto Monto

-124-

Anexo 11

4 de 4

Descripción Número de

asientoNúmero de

asiento


Ingresos de operación

Ventas de energía

Residencial ¢ 112,400,606 0 0 0 0 112,400,606

Comercial 156,758,310 0 0 0 0 156,758,310

Industrial 43,671,479 0 0 0 0 43,671,479

Alumbrado público 8,497,845 0 0 0 0 8,497,845

Total ventas de energía eléctrica 321,328,240 0 0 0 0 321,328,240

Otros ingresos de operación 10,508,592 0 0 1 0 6,141,032 16,649,624

Total ingresos 331,836,832 0 0 0 6,141,032 337,977,864

Gastos de operación (anexo 3)

Compras de energía eléctrica 243,572,072 0 0 0 0 0 243,572,072

Generación hidráulica 12,880,854 0 0 0 0 0 12,880,854

Planes ambientales y proyectos de generación 3,199,142 0 0 0 0 0 3,199,142

Distribución y transmisión 17,611,357 0 0 0 0 0 17,611,357

Alumbrado público 1,778,163 0 0 0 0 0 1,778,163

Programa uso racional 2,159,918 0 0 0 0 0 2,159,918

Total gastos de operación 281,201,506 0 0 0 0 0 281,201,506

Utilidad de operación 50,635,326 0 0 0 0 0 56,776,358

Gastos consumidores 21,700,480 0 0 0 0 0 21,700,480

Generales y administrativos (anexo 4) 12,816,191 0 0 0 3 1,172,548 0 13,988,739

Impuestos 216,150 0 0 0 0 0 216,150

Depreciación (anexo 3) 15,862,455 0 0 0 0 0 15,862,455

Total gastos de personal y administrativos 50,595,276 0 0 0 1,172,548 0 51,767,824

Utilidad neta 40,050 0 0 0 0 0 5,008,534

Otros gastos (ingresos) (anexo 13)

Otros ingresos (anexo 5) 5,684,719 0 0 0 0 0 5,684,719

Gastos por intereses y diferencias de cambio (anexo 5) 383,990 0 0 0 0 0 383,990

Otros gastos (anexo 5) (5,555,618) 0 0 0 2 1,026,123 0 (6,581,741)

Total otros gastos e ingresos, netos 513,091 0 0 0 1,026,123 0 -513,032

0

Utilidad neta antes del impuesto de renta 553,141 0 0 0 1,026,123 0 4,495,502

Ingreso impuesto sobre la renta diferido, neto (74,021) 0 0 0 0 (74,021)

Gasto impuesto sobre la renta 0 0 0 0 0 0

Utilidad neta del período ¢ 479,120 0 0 0 2,198,671 6,141,032 4,421,481

Monto Monto


Estados de ingresos y gastos



Períodos de un año terminados el 31 de diciembre de 2013

- 125 -

Anexo 12

1 de 3

Cuenta Descripción Debe Haber

1

1) 1130 Adiciones a Capital Fijo 177,319,404

118208 Construcción Proyecto Balsa 177,319,404

Para capitalizar el Proyecto Hidroeléctrico Balsa Inferior,

ya que en el mes de Diciembre 2014 entró a operar.

177,319,404 177,319,404

2) 5440 Gasto por deterioro de activos fijos 34,863,301

1170 Estimación por deterioro de activos fijos 34,863,301

34,863,301 34,863,301

Registro del gasto por deterioro de la Planta Hidroelétrica

Balsa Inferior según nota 3001-0036-15 de la Dirección

Administrativa.

$ 64,297,335.37 * ¢ 542.22 = ¢ 34,863,301,184.02 * ¢ 542.22 T.C. Venta SPNB 31-12-2014

3) 1181 Construcción en proceso 26,988

1182 Desarrollo de Proyectos 16,470

1615 Compra y desarrollo de programas informáticos 3,003

1815 Cuentas por cobrar 230

5221 Gastos Sistema de Generación 104,726

5240 y 5243 Gastos Sistema de Distribución 180,268

5245 Gastos de Comercialización 194,106

5250 Gastos Administrativos 375,918

5440 Gastos fuera de operación 26,645

18501035 Póliza Riesgos del Trabajo 23,395

26301601 FAP Aportes y deducciones 96,087

2645 Cargas sociales patronales 290,044

2650 Provisiones legales 518,825

5240 y 5243 Gastos Sistema de Distribución 3

Registrando los montos por cargas sociales y provisiones

correspondientes a la planilla de la I Bisemana de Diciembre

de 2014, debido a que por error no se generaron los asientos en

el Sistema SIRH.

928,354 928,354

4) 181525 Cuentas por cobrar varias 65,180

401030 Otros Ingresos 65,180

181510 Cuentas por cobrar servicios comerciales 65,180

181525 Cuentas por cobrar varias 52,946

401030 Otros Ingresos 12,234

Reversando y registrando correctamente el Convenio

# 39564222 de la Munici-palidad de San José, ya que se acreditó

la cuenta de ingresos en su totalidad y

no se liquidó el saldo acumulado en la cuenta 181525.

130,361 130,361

Compañía Nacional de Fuerza y Luz

Ajustes y reclasificaciones

Miles de Colones


- 126 -

Anexo 12

2 de 3


5) 4040 Otros ingresos servicios ICE 285,562

181525 Otros servicios ICE 285,562

285,562 285,562

Registrando la anulación de las facturas # 2013/06-15 y 2014/09-81

por servicios brindados a clientes del ICE, las cuales fueron

sustituidas.

6) 38 1,712

4040 1,712

5410 198,443

38 Utilidades Acumuladas 198,443

Reversando movimientos contables realizados en la cuenta

utilidades acumulados siendo lo correcto a resultados.

200,155 200,155

213,727,137 213,727,137

Gasto por diferencial cambiario

Ingreso diferencial cambiario

Utilidades Acumuladas

- 127 -

Anexo 12

3 de 3


1

1 225010 Prestaciones legales ¢ 6,141,032

40103027 Otros ingresos de operación por ajuste en prestaciones legales 6,141,032

Para ajustar la reseva de prestaciones legales al incluir en el cálculo

el monto que tendrá Asefyl en el futuro esto produce que el monto a

reservar sea menor, por lo tanto se disminuye la reserva

2

2 54406101 Finiquito Planta Cote (litigio con el INS) 1,026,123

181525200101 INS P.H:Cote (ejecución de sentencia) 1,026,123

Para eliminar cuenta por cobrar al INS, ya se que se llegó a un finiquito

y ese monto no sería cubierto

3

3 52512801 Gasto por ajuste a la provisión de vacaciones 1,172,548

265020 Reserva de vacaciones 1,172,548

Para ajustar la reserva de vacaciones ya que estaba por debajo del

monto estimado según el cálculo de Recursos Humanos

4

4 118208 Construcción Proyecto Balsa 7,513,651

262538 Otros servicios prestados por el ICE 7,513,651

Para registrar facturas pendientes del proyecto Balsa, de los meses de

setiembre a diciembre, las cuales no habían aceptadas aún por la

Unidad Ejecutora del Proyecto

5

5 38 Utilidades no distribuidas 197,118

3610 Reserva Legal 197,118

Ajuste a la Reserva Legal del 5% de la utilidad por los ajustes de auditoría

¢ 16,050,472 16,050,472


Ajustes y reclasificaciones



Ajustes de auditoría

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