Memoria Anual 2009

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MEMORIA ANUAL ELÉCTRICA GUACOLDA. 2009
MEMORIA ANUAL
Mensaje del Presidente 02
Nuestra Empresa 08
Identificación de la Sociedad 11
Directorio 13
Personal 15
Historia de la Sociedad 17
Administración 2009 20
Gestión de Finanzas 23
Gestión de Recursos Humanos 25
Gestión Comercial 27
Tarifas Eléctricas Relevantes 31
Producción de Energía 34
Gestión de Producción 37
Unidades 3 y 4 39
Energía Segura... Cuidemos la Energía 40
Nuestro Compromiso con el Medio Ambiente 43
Nuestro Compromiso con la Comunidad 45
Hechos Relevantes 46
Análisis Razonado Consolidado 47
Estados Financieros Consolidados 53
Suscripción y Declaración Jurada de Responsabilidad 95
contenidos
02
Mensaje del Presidente
El año 2009 ha sido de mucha importancia para Eléctrica
Guacolda, por cuanto el 31 de julio entregó en operación
comercial la Unidad 3, con un total de 152 MW de potencia
bruta y una inversión cercana a los 300 millones de dólares.
Esta nueva unidad de generación eléctrica implica incrementar a 456 MW la potencia instalada de la Empresa,
consolidándose como el generador de electricidad más
relevante para la seguridad de suministro y competitividad
de la industria en la Tercera y Cuarta regiones. Esta unidad
se concretó como consecuencia de haberse adjudicado
una licitación pública en el año 2006 para abastecer a
Chilectra S.A., con lo cual el ámbito de acción y de servicios
de la Empresa se extienden ahora hasta la Región Metropolitana.
Esta nueva unidad viene acompañada de una inversión
en equipamiento ambiental de gran magnitud, cercana al
30% del total de la inversión, lo que está en consonancia
con la permanente política de la Empresa de preservar
en sus operaciones el medio ambiente.
Adicionalmente al hito de tanta trascendencia ya mencionado, la Empresa logró finalizar en enero de 2009 la
construcción del segundo circuito Maitencillo-Cardones
(133 Km.), con una inversión de 8 millones de dólares,
aumentando con ello la capacidad de transmisión de
energía en la Tercera Región.
También en el terreno de las inversiones en transmisión,
la Empresa finalizó en diciembre de 2009 la construcción
de una segunda línea de transmisión de doble circuito
entre Guacolda y Maitencillo (37 Km.), cuya inversión de
18 millones de dólares permitirá evacuar la energía de la
Unidad 4, de 152 MW brutos, que se encuentra en su
fase de finalización de obras y próxima a entrar en operación.
Cabe destacar que la Empresa generó durante el año
2009 un total de 3.207 GWh y alcanzó una disponibilidad
del 95.6%, reflejando con ello los altos estándares de
producción con que cuenta.
En el plano de administración y finanzas, debe mencionarse
que la Empresa negoció colectivamente con sus trabaja-
dores, alcanzando un acuerdo de 2 años de vigencia. Por
otra parte administrativamente se ha cumplido con la
emisión de sus Estados Financieros en formato IFRS,
acorde con las nuevas exigencias de la Superintendencia
de Valores y Seguros.
Representó un desafío también la incorporación de 24
profesionales y técnicos a la Empresa, para asumir los
nuevos requerimientos asociados a la operación de 4
Unidades y como respuesta a la duplicación de nuestra
capacidad de generación a contar del año 2010.
En el ámbito nacional, manifestamos nuestra preocupación
por el anteproyecto de normas de emisión elaborado por
la Conama Nacional y publicado por ella, en el Diario
Oficial del día 15 de diciembre de 2009. En él se proponen
normas de emisión para centrales termoeléctricas exclusivamente, no distinguiendo entre centrales existentes y
nuevas para la regulación de estas emisiones. Se grava
con considerable impacto económico a dichas generadoras
y se exime al resto de los agentes que debieran participar
en el financiamiento de las inversiones para alcanzar los
niveles de emisión que se proponen.
Hemos hecho presente a las autoridades, y lo reiteraremos
en las instancias que correspondan, que las exigencias
que el anteproyecto establece representan estándares
iguales o superiores a los de las centrales nuevas europeas,
lo que no se condice con los niveles de desarrollo comparativo existentes. Esto se agrava con la fijación de un
exiguo plazo de 3 años para alcanzar esos estándares.
Consideramos apropiado alcanzar niveles similares de
emisión a los exigidos por el Banco Mundial, distinguiendo
entre centrales antiguas y nuevas, y otorgando plazos de
acuerdo a la situación particular de cada una de las
empresas y compartiendo con los clientes finales las
cuantiosas inversiones que este requerimiento implica.
Finalmente, en mi calidad de Presidente del Directorio de
la Empresa, y en representación de sus integrantes y
accionistas, deseo agradecer y reconocer especialmente
el gran trabajo del equipo de Guacolda y también de
Mitsubishi Heavy Industries para alcanzar las importantes
metas durante el año, en particular la exitosa y anticipada
puesta en operación comercial de la Unidad 3.
03
“Cabe destacar que la Empresa generó durante el año 2009 un total
de 3.207 GWh y alcanzó una disponibilidad del 95.6%, reflejando
con ello los altos estándares de producción con que cuenta.”
José Florencio Guzmán Correa
Presidente del Directorio
Santiago, enero de 2010
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08
Nuestra Empresa
09
Durante el año 2009 Eléctrica Guacolda,
que ya aportaba 304 MW al Sistema Interconectado Central,
puso en marcha su Unidad 3 con 152 MW adicionales,
adelantando así su contribución a asegurar
el suministro de energía en el país.
10
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Identificación
de la Sociedad
DOCUMENTOS CONSTITUTIVOS
Empresa Eléctrica Guacolda S.A. fue fundada por Chilgener S.A., Compañía de Carbones de Chile Cocar S.A. y Compañía de Aceros del
Pacífico S.A. y se constituyó el día 2 de abril del año 1992, mediante escritura pública otorgada por el Notario Público de Santiago don
Mario Barros González, Titular de la Trigésima Novena Notaría. El extracto de la escritura de constitución social se inscribió en el
Registro de Comercio del año mil novecientos noventa y dos del Conservador de Bienes Raíces de Santiago, a fojas 12.904 Nº 6.482 y
se publicó en el Diario Oficial Nº 34.249 de fecha 23 de abril del año 1992.
DIRECCIONES
Casa Matriz:
Teléfono:
Fax:
Central Termoeléctrica:
Website:
Razón Social:
Nombre de Fantasía:
Domicilio Legal:
RUT:
Tipo de Sociedad:
Miraflores 222, Piso 16, Santiago – Chile.
56-2-362 4000
56-2-360 1675
Isla Guacolda s/n, Comuna de Huasco, III Región – Chile.
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Empresa Eléctrica Guacolda S.A.
Eléctrica Guacolda.
Comuna de Santiago, sin perjuicio de las agencias, oficinas y sucursales que pueda establecer en
otros puntos del país o del extranjero.
96.635.700-2
Sociedad Anónima Cerrada.
PROPIEDAD DE LA COMPAÑÍA
La propiedad accionaria al 31 de diciembre de 2009 se encuentra distribuida de la siguiente manera:
Accionistas
AES Gener S.A.
Empresas Copec S.A.
Inversiones Ultraterra Limitada
Total
SITUACIÓN ACCIONARIA
El 100% del capital suscrito se encuentra pagado.
Acciones suscritas
108.845.612
54.422.806
54.422.806
217.691.224
%
50,00
25,00
25,00
100,00
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Directorio
Al 31 de diciembre de 2009, el Directorio de la empresa es el siguiente:
PRESIDENTE
José Florencio Guzmán Correa
Abogado, Universidad de Chile
VICEPRESIDENTE
Sven von Appen Behrmann
Empresario
DIRECTORES TITULARES
Jorge Bunster Betteley
Ingeniero Comercial, P. Universidad Católica de Chile,
Master en Dirección de Empresas, I.E.S.E.,
Universidad de Navarra
Luis Felipe Cerón Cerón
Ingeniero Civil Industrial, P. Universidad Católica de Chile,
Master of Science in Accounting and Finance,
The London School of Economics
Marcos Büchi Buc
Ingeniero Civil Estructural
Universidad de Chile
Eduardo Navarro Beltrán
Ingeniero Comercial, P. Universidad Católica de Chile
Magíster en Economía
Juan Carlos Olmedo Hidalgo
Ingeniero Civil Industrial, P. Universidad Católica de Chile,
MBA, Universidad Adolfo Ibañez
Daniel Stadelmann Rojas
Licenciado en Administración y Finanzas
Universidad de St. Gallen, St. Gallen, Suiza
Posgrado en Business Administration, IMD, Lausanne, Suiza
Vicente Javier Giorgio
Ingeniero Electrónico
Universidad Tecnológica Nacional de Argentina
MBA en Administración, Universidad Cema, Argentina
SECRETARIO
Eduardo Rodríguez del Río
Abogado, P. Universidad Católica de Chile
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15
Personal
Al 31 de diciembre de 2009, la dotación de la Empresa está
formada por 135 personas. De este total, 89 personas se desempeñan en la Central Termoeléctrica de Huasco, 22 personas en
las oficinas de Santiago y 24 personas en la Inspección
Técnica del Proyecto de ampliación de la Central.
GERENTE DE PRODUCCIÓN
Eugenio Parra Stockebrand
Ingeniero Civil Electrónico,
Universidad Técnica Federico Santa María,
Diplomado en Gestión Empresarial y RSE
CATEGORÍA
Ejecutivos
Profesionales
Técnicos
Administrativos
Total
GERENTE PROYECTO
Pedro Acuña Herrera
Ingeniero Civil Eléctrico, Universidad de Concepción
Nº
7
69
43
16
135
GERENTE DE INGENIERÍA
Hernán Fujii Gambero
Ingeniero Civil Mecánico, Universidad de Concepción
ADMINISTRACIÓN
GERENTE GENERAL
Sergio del Campo Fayet
Ingeniero Comercial, Universidad de Concepción,
Executive MBA, Universidad Adolfo Ibáñez
GERENTE COMERCIAL Y DESARROLLO
Marco Arróspide Rivera
Ingeniero Civil Electricista, P. Universidad Católica de Chile,
Estudios Superiores en Administración de Empresas, E.S.A.E.,
P. Universidad Católica de Chile
GERENTE DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS
Alfonso Rivas Asenjo
Ingeniero Comercial, P. Universidad Católica de Chile,
Diplomado en Finanzas Aplicadas,
ESE Escuela de Negocios, Universidad de Los Andes
GERENTE PUESTA EN MARCHA
Hernán Silva Contalba
Ingeniero Mecánico, Universidad Católica de Valparaíso
CONTADOR GENERAL
José Bustos Blaise
Contador Auditor, Universidad de Chile,
Egresado de Ingeniería Comercial, Universidad de Santiago
ASESORÍA LEGAL
Alcaíno, Rodríguez & Sahli Abogados
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Historia de
la Sociedad
La Empresa Eléctrica Guacolda S.A. nace el 2 de abril de año
1992, con la constitución legal de la Sociedad. La principal
motivación de sus creadores fue aprovechar la ubicación e
infraestructura existentes en la Península de Guacolda, en
Huasco, para asegurar el suministro eléctrico en el sector norte
del Sistema Interconectado Central (SIC). En sus inicios, la
propiedad de la empresa estaba dividida en tres partes iguales
pertenecientes a CAP S.A., Chilgener S.A. y Cocar S.A.. A partir
del año 1994, la empresa experimenta un cambio en su propiedad
dando origen a su estructura actual de participación, en que
AESGener posee un 50% y Empresas Copec e Inversiones Ultraterra Ltda. poseen un 25% cada uno.
La incorporación de la Central Termoeléctrica Guacolda en la
zona de Huasco, está estrechamente ligada al mejoramiento de
la relación térmico/hidráulica en el país, así como al refuerzo
de la seguridad del servicio en la zona norte del SIC. Además,
desde sus inicios la compañía ha buscado operar no sólo en
forma confiable para el sistema sino también utilizando la
tecnología más avanzada para cumplir con altos estándares
medioambientales.
Su ubicación geográfica fue determinada al conjugar diversos
factores estratégicos, tales como la existencia de un muelle con
profundidad apta para naves de transporte de carbón, cercanía
para la conexión en la Subestación Maitencillo del SIC, existencia
de agua necesaria para el proceso de enfriamiento; importantes
consumos mineros e industriales actuales y futuros en la III
Región; y la necesidad de incorporar generación local para
superar las restricciones en la capacidad de transmisión del SIC
hacia el norte.
El proyecto inicial de la compañía contempló la construcción y
puesta en servicio en julio de 1995 de la primera Unidad de la
Central Termoeléctrica a carbón de 152 MW de potencia, la
habilitación de un muelle multipropósito de 1.500 ton/hora de
capacidad, la construcción de una subestación en 220 kV y una
línea de transmisión de 220 kV de 34 km. de extensión, entre la
Central y la subestación Maitencillo, compuesta por dos circuitos
con capacidad de 415 MVA cada uno. Sin embargo, dado el
fuerte incremento de los consumos de electricidad en la III y IV
Región, la empresa decidió la construcción de la Unidad 2, igual
a la primera, totalizando una capacidad de 304 MW en 1995.
Además, el mismo año se construyó una línea de transmisión
de 133 km. de doble circuito de 220 kV entre las subestaciones
Maitencillo y Cardones, iniciando su primera fase en simple
circuito en octubre del año 1995, destinada a reforzar el Sistema
Interconectado Central en su extremo norte, permitiendo así una
mejor atención a los clientes de la empresa y del SIC.
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Dentro de los hitos más importantes en la historia de la compañía
se encuentra la sincronización de la Unidad 1, el 29 de julio de
1995 y, posteriormente, el 22 de agosto de 1996 la sincronización
de la Unidad 2, de igual potencia y tecnología que la primera.
Las unidades señaladas anteriormente han operado correctamente
y su disponibilidad ha sido óptima. Su generación ha sido
fundamental para el abastecimiento de energía al SIC durante
la intensa sequía que se produjo en el país en el segundo
semestre de 1996 y primer semestre de 1997, como también
durante el segundo semestre del año 1998, considerado como
uno de los años más secos del siglo pasado en Chile.
Dada la orientación de la compañía hacia la generación de
energía confiable y limpia, la Central está dotada con moderna
tecnología para la protección del medio ambiente, y cuenta en
sus instalaciones con precipitadores electrostáticos, cuya instalación representó más del 7% de la inversión total en las unidades.
Esta tecnología posee una alta eficiencia, lo que permite capturar
el material particulado reduciendo sus emisiones a la atmósfera.
Además, Eléctrica Guacolda cuenta con una moderna red de
monitoreo de calidad de aire compuesta por diez estaciones
ubicadas en lugares estratégicos del Valle de Huasco, abarcando
una superficie aproximada de 300 km2.
Durante el año 2009 comenzó a concretarse el proyecto de
crecimiento en que se empeñó la compañía cuando, el 30 de
julio y con 42 días de anticipación a lo planificado, comenzó la
operación comercial de la Unidad 3, con una potencia de 152
MW, lo que ha representado un aumento de un 50% en la
capacidad de generación de Eléctrica Guacolda. Esta nueva
Unidad cuenta a su vez con una planta desulfurizadora de gases
tipo húmedo, la más moderna en Sudamérica, que utiliza caliza
para absorber los gases de la combustión, última tecnología
para la generación de electricidad a carbón y coque de petróleo
en forma limpia.
A su vez, la construcción de la Unidad 4, de igual potencia,
mostró un significativo avance en su construcción, lo que significó
que en el mes de diciembre se encendiera la caldera, paso previo
a su puesta en operación comercial prevista para el primer
semestre de 2010, con lo que se concretará un crecimiento del
100% en la producción de energía eléctrica de la Central,
alcanzando los 608 MW. Adicionalmente, y para poder evacuar
la mayor energía producida, se construyó y puso en operación
la segunda línea de transmisión de doble circuito de 220 kV, en
una extensión de 37 km, entre la Central de Huasco y la subestación Maitencillo.
GENERACIÓN DE LA CENTRAL
Año
GWh
Bruta
% de la Energía
Bruta del SIC
% de la Potencia
Instalada del SIC
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2.191 GWh
2.449 GWh
2.479 GWh
2.220 GWh
2.473 GWh
2.551 GWh
2.530 GWh
3.207 GWh
6,9%
7,3%
6,8%
5,8%
6,1%
6,1%
6,1%
7,2%
4,5%
4,3%
3,9%
3,7%
3,7%
3,4%
3,1%
4,0%
19
20
Administración 2009
21
Empresa Eléctrica Guacolda S.A. cuenta con un
portafolio diversificado de clientes y una sólida
gestión comercial; tiene además una buena
calificación crediticia y una adecuada estructura
de riesgos. La compañía se caracteriza también
por un excelente clima laboral. Todas estas
características han sido los motores
para solventar su proceso de crecimiento.
22
23
Gestión de
Finanzas
Durante el ejercicio 2009, la compañía ha logrado consolidar su
posición financiera basada en sus competencias estratégicas:
ser uno de los generadores térmicos más eficientes del sistema,
tener un portafolio diversificado de clientes, con una estructura
de contratos balanceada de acuerdo a los riesgos de la industria,
y una ubicación geográfica estratégica. Lo anterior ha posibilitado
la reducción de las deudas de corto plazo de la compañía,
derivadas de la compra de combustible y pago íntegro de los
efectos de comercio emitidos en noviembre de 2008 por $ 10.000
millones.
La Compañía ha girado créditos con el Calyon, New York Branch
y recibió recursos de los accionistas, con el objeto de financiar
la construcción de las Unidades 3 y 4. La primera de ellas entró
en operación comercial en el mes de julio y se espera que la
Unidad 4 haga lo propio durante el primer semestre de 2010.
La empresa financia sus operaciones de corto plazo principalmente
a través de cartas de crédito directo, con lo que adquiere
combustible para la generación de energía eléctrica. La deuda
de largo plazo está relacionada tanto con la construcción y puesta
en marcha de las Unidades 1, 2 y 3, como con la construcción
de la Unidad 4. La deuda de largo plazo es deuda bancaria
contraída con un grupo de bancos internacionales y locales
liderados por Calyon, New York Branch, con plazos y vencimientos
acordes con la generación de flujos esperados, y períodos de
gracia durante la construcción de los proyectos de inversión.
La compañía percibe sus ingresos mensualmente producto de la
venta de energía y potencia a sus clientes, tanto regulados, libres
y del mercado entre generadores. Dichos ingresos son recaudados
en pesos pero indexados al dólar americano, ya sea, mensualmente
para los clientes libres o semestralmente para los clientes regulados.
Tanto los costos operacionales como la deuda están denominados
en dólares. Es por esto que la empresa debe acceder al mercado
formal de divisas periódicamente para cumplir sus obligaciones
financieras y los derivados de su operación. De este modo, los
ingresos y costos se mueven en la misma dirección del tipo de
cambio, produciendo una cobertura económica natural, relacionado
a las fluctuaciones de la moneda local respecto del dólar.
24
25
Gestión de
Recursos
Humanos
La gestión de Recursos Humanos durante el año 2009 estuvo
centrada en mantener un buen clima laboral, lo que ha sido una
característica de la empresa y una meta de la Administración.
Cabe señalar que en el año se procedió a seleccionar y contratar
al personal necesario para el funcionamiento de las unidades
en construcción, lo que plantea desafíos importantes en su
proceso de entrenamiento y capacitación.
En agosto del presente año culminó el proceso de negociación
colectiva, las conversaciones se mantuvieron como siempre en
un clima armónico y de respeto, lográndose un acuerdo por dos
años, vigente hasta agosto de 2011. Se incorporó como beneficio
el Ahorro Previsional Voluntario Colectivo, con aportes compartidos, siendo la Empresa la primera compañía en cerrar un
contrato de este tipo con AFP Cuprum.
Se ha mantenido la participación de los trabajadores en las
decisiones relativas a las tareas que le competen, el normal y
buen funcionamiento de las instancias bipartitas (Comité de
Becas, Comité Bipartito de Capacitación, Comité Paritario de
Higiene y de Seguridad), la buena relación supervisor-supervisado,
y la realización de actividades en el ámbito la cultura, recreación
y del deporte.
En materia de bienestar de las personas, durante el año 2009
se renovó por un año el Plan Colectivo de Seguro de Salud Dental,
Catastrófico y de Vida, determinándose mantener los contratos
con la compañía Euroamérica Seguros S.A., después de un
proceso de licitación.
Durante el año 2009, la Compañía destinó 1.256 horas a fortalecer
y desarrollar habilidades y competencias de sus trabajadores,
de las que se derivan 37 actividades de capacitación ejecutadas
tanto fuera como al interior de la Empresa.
Adicionalmente se realizaron, para la totalidad del personal de
Huasco, actividades orientadas al manejo del idioma Inglés, con
un total de 1,5 horas a la semana entre los meses de marzo y
noviembre.
En materia de prevención de riesgos de accidentes personales
y de daños a las instalaciones, se contrató un Ingeniero de
Prevención de Riesgos, para la seguridad del personal. Se
actualizó el Reglamento Interno de Orden, Higiene y Seguridad
incorporando las adecuaciones legales que la autoridad ha
transformado en ley. Se han llegado a completar más de 161
días sin accidentes con tiempo perdido al 31 de diciembre de
2009.
Asimismo, en el afán de resguardar el bienestar de sus
trabajadores y de sus familias, la Compañía suscribió un convenio
de prestación de atención médica con Clínica Regional del Elqui
S. A. de la ciudad de La Serena, lo que permitirá a todos los
trabajadores de la Compañía y su respectivo grupo familiar
acceder a una atención médica más oportuna e integral.
En el transcurso del año 2009, la Compañía, consciente de la
existencia del consumo de drogas y alcohol a nivel nacional y
reconociendo que como Empresa no está exenta de este riesgo
y de las nefastas consecuencias que esto produce en el ser
humano, elaboró una Política de Prevención del Consumo de
Alcohol y Drogas a fin de evitar que el consumo indebido de
drogas lícitas e ilícitas se transforme en un problema de salud
para los trabajadores de la Compañía.
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27
Gestión
Comercial
ASPECTOS GENERALES
Durante el año 2009 la gestión comercial de la Empresa se centró
en la apropiada administración de los contratos de suministro
de energía eléctrica, la representación de la compañía en el
Directorio CDEC-SIC hasta el mes de Octubre, mes en que se
constituyó la primera Asamblea Eleccionaria del Directorio del
CDEC-SIC según lo establecido en el DS291/2007, y al desarrollo
del proyecto Unidad 4 de Central Termoeléctrica Guacolda.
GESTIÓN COMERCIAL
Para satisfacer sus compromisos de venta de energía y potencia,
Eléctrica Guacolda utiliza, principalmente, sus propias instalaciones de generación, además de las compras y ventas de energía
y potencia en el mercado spot del CDEC-SIC. En cuanto a la
transmisión de energía y potencia, Eléctrica Guacolda cuenta
con instalaciones propias y también hace uso de instalaciones
de terceros, en virtud de los convenios y acuerdos logrados al
amparo de lo establecido en la Ley y sus modificaciones posteriores.
Descripción del mercado
Eléctrica Guacolda en el SIC durante el año 2009
El Sistema Interconectado Central (SIC) se extiende desde Taltal
por el norte hasta la Isla Grande de Chiloé por el sur y conecta,
a través de los sistemas eléctricos de transmisión, a generadores
y consumidores en un área geográfica que alberga cerca del
93% de la población del país. Por su parte, Eléctrica Guacolda
durante el año 2009 mantuvo contratos de venta de energía y
potencia con la empresa distribuidora CONAFE para el abastecimiento de la IV y parte de la V Región y con las principales
empresas del Sector Minero de la III y IV Región.
Este año Eléctrica Guacolda aportó el 7,2% de la generación
bruta del SIC, equivalentes a 3.207 GWh, que se compara con
el 6,1% de participación durante el año 2008 (2.530 GWh).
La capacidad instalada de la Central Termoeléctrica Guacolda
es de 456 MW de potencia bruta, lo que representa un 4,03%
de la capacidad total instalada en el Sistema Interconectado
Central, que en Diciembre de 2009 correspondía a 11.312 MW.
28
Por otra parte, durante el año 2009 fueron entregados a la
explotación, además de la Unidad 3 de Eléctrica Guacolda con
152 MW, 1.250 MW adicionales correspondientes a las centrales:
Eólica Lebu, Chuyaca, Newen, Louisiana, Tierra Amarilla, Quintero
U1B y U1A, El Peñón, Tapihue, Termopacífico y Canela II; y al
aumento de capacidad de las centrales Espinos, Teno, Cenizas,
TG Coronel, Olivos, El Peñón, Palmucho, San Isidro 2 e Isla.
Respecto a la participación de Eléctrica Guacolda en la capacidad
instalada del parque termoeléctrico del SIC, que a Diciembre de
2009 alcanzaba los 5.913 MW, la empresa representó un 7,7%
marcando un aumento relativo del 1,1% comparado con el aporte
del año 2008.
Finalmente, cabe mencionar que durante el 2009 Eléctrica
Guacolda abasteció al 59.4% del consumo de la zona del Norte
Chico del país.
Clientes
Eléctrica Guacolda vende la mayor parte de su energía firme a
grandes empresas mineras mediante contratos de largo plazo.
Durante el año 2009 Guacolda prestó el servicio de abastecimiento
de energía eléctrica a:
- Empresa Minera de Mantos Blancos S.A.: División Mantoverde
- Compañía Minera Maricunga S.A.
- Compañía Contractual Minera Candelaria
- Compañía Contractual Minera Ojos del Salado
- Empresa Nacional de Minería
- Compañía Minera Carmen de Andacollo
- Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A.
Se destaca también la venta de 400 GWh por parte de Eléctrica
Guacolda al mercado spot.
Cabe mencionar que a Diciembre de 2009, Eléctrica Guacolda
mantiene un juicio arbitral con las empresas Compañía Contractual
Minera Candelaria y Compañía Contractual Minera Ojos del
Salado, por el término del contrato de suministro, por lo que el
abastecimiento de estos contratos se efectuó en el marco del
proceso.
Proveedores
Durante los períodos de mantenimiento de la Central Termoeléctrica y en ciertas ocasiones en que la misma no es requerida a
su máxima capacidad debido a operación a mínimo costo del
SIC, para lograr el cumplimiento de los compromisos de abastecimiento de sus clientes Eléctrica Guacolda debe comprar energía
a otros generadores en el mercado spot, pagando por ella el
costo marginal o precio spot de la misma. Durante el año 2009,
Eléctrica Guacolda compró en el mercado spot un total de 124,37
GWh, un 60.74% menos que el año 2008 gracias a la entrada
en operación de la Unidad 3, a las siguientes empresas:
ENDESA
GENER
PEHUENCHE
ARAUCO
ESSA
TRANSELEC
STS
SGA
CAMPANARIO
TECNORED
ELEKTRAGEN
IBENER
CTNC
SC DEL MAIPO
FPC
GESAN
PACIFIC HYDRO
HIDROMAULE
ELECTRICA CENIZAS
EPSA
EL MANZANO
ESPINOS
ENLASA
29
30
31
Tarifas
Eléctricas
Relevantes
Precios de Venta a Clientes Regulados
Precios de Transferencia en el CDEC-SIC
Los precios de nudo son fijados por el Ministerio de Economía,
Fomento y Reconstrucción semestralmente, en virtud de lo
establecido en el DFL Nº 4 de 2007.
Como resultado de la operación económica realizada por el
CDEC-SIC durante el año 2009, los precios de transferencia de
la energía entre sus integrantes, representados por los costos
marginales en el nudo Quillota en el nivel 220 [kV], tuvieron el
comportamiento que se indica en el siguiente cuadro:
Durante el año 2009 estuvieron vigentes los siguientes precios
en el nudo Quillota en el nivel 220 kV.
Energía
Potencia
[$/kWh]
[$/kW-mes]
52,554
4.340,70
52,554
4.875,77
46,885
5.130,28
40,675
4.827,63
40,139
4.849,32
Decreto N°381/2008
(desde 01/11/2008)
R.Exenta N°81/2009
(desde 19/01/2009)
Decreto N°125/2009
(desde 01/05/2009)
R.Exenta N°1063/2009
(desde 16/10/2009)
Decreto N°281/2009
(desde 01/11/2009)
Año 2009
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
[US$/MWh]
114.84
141.99
133.90
120.54
94.90
108.36
101.40
95.65
67.62
102.83
88.45
87.04
(*) Costo Marginal promedio mensual en Quillota 220 kV.
32
Los costos de potencia que se utilizan en la valorización de
transferencias de Potencia Firme entre integrantes del CDECSIC, corresponden a los precios básicos de la potencia,
determinados por la Comisión Nacional de Energía (CNE).
Libres
VENTAS DE ENERGÍA
Durante el año 2009 Eléctrica Guacolda vendió a los clientes
finales 2.690,27 GWh, que incluyen las ventas a empresas
distribuidoras sin contrato de suministro, de acuerdo a lo indicado
en la Resolución Ministerial Exenta N° 88 del año 2001, y que
comparados con los 2,652,06 GWh vendidos el 2008 implican
un aumento del 1,44%. Asimismo se vendieron 400 GWh al
mercado spot, lo que implicó un aumento total de un 16,52% en
las ventas de energía comparado al año 2008. Por otro lado, se
compraron al mercado spot 124,37 GWh.
Regulados
Total
Spot
Mantoverde
Ojos del Salado
Carmen de Andacollo
Candelaria
Maricunga
Enami
CONAFE
RM88
Ventas Clientes
CDEC
2008
GWh
2009
GWh
200.43
60.81
78.12
677.90
80.18
180.50
1,090.69
283.43
2,652.06
0.00
197.96
60.04
37.47
687.10
81.83
187.87
1,112.60
325.41
2,690.27
400.01
Ventas Totales [GWh]
2,652.06
VENTAS FÍSICAS DE ENERGÍA A CLIENTES 2009
Ojos del Salado 2%
Mantoverde 7%
RM88 12%
Carmen de Andacollo 2%
Candelaria 26%
Maricunga 3%
Conafe 41%
Enami 7%
3,090.28
33
34
Producción de Energía
35
Durante 2009 Eléctrica Guacolda alcanzó el 93,2%
de la capacidad máxima de generación y una
disponibilidad de 95,9%. Esperamos en
2010, con la culminación del proyecto de la
Unidad 4, contar con 608 MW disponibles para
entregar energía a gran parte del país y
fortalecer la seguridad del suministro.
36
37
Gestión de
Producción
ÍNDICES OPERACIONALES
La Generación Bruta de la Central Termoeléctrica Guacolda
(Unidades 1, 2 y 3) durante 2009 alcanzó a 3.207 GWh. Ello
significó alcanzar un 93,2% de su capacidad máxima de generación, con una potencia media bruta de 456 MW . Durante este
período, la disponibilidad de la Central fue de un 95,9%. Por
otra parte, el consumo específico neto de la Central alcanzó a
418,80 gr/kWh. Respecto de los combustibles usados, se consumieron 1.259.444 toneladas de carbón y 270.026 toneladas de
coque de petróleo.
TEMAS AMBIENTALES
Para el año 2009 se verificaron los siguientes hitos medio
ambientales:
En noviembre la empresa Det Norske Veritas realizó auditoría
al Sistema de Gestión Integrado de Eléctrica Guacolda, verificando
que éste cumple con los requerimientos de la Norma ISO
14.001:2004 y OHSAS 18.001:2007, asociadas a medio ambiente
y seguridad y salud ocupacional, recomendando a la Casa
Certificadora la mantención de esta Certificación.
Se dió inicio al "Programa de Minimización y Reciclaje de Papel",
permitiendo de esta forma favorecer la mejora continua de los
procesos en materia ambiental, profundizando el compromiso
de Eléctrica Guacolda con el medio ambiente.
En agosto se inició la Operación Comercial de la Unidad 3,
cumpliendo cabalmente con los compromisos establecidos en
el Proceso de Evaluación de Impacto Ambiental.
PREVENCIÓN DE RIESGOS
Durante el año 2009 destacaron las siguientes actividades
principales:
En noviembre se dió inicio al Programa Preventivo de Alcohol y Drogas, con el apoyo directo de la Asociación Chilena
de Seguridad (ACHS).
Apoyo a los diferentes departamentos y empresas que prestan servicios para el cumplimiento de las Normas de Prevención de Riesgos y Salud Ocupacional.
El número de incidentes con lesiones a personas fue catorce en
el año (con y sin Tiempo Perdido).
La Tasa de Accidentabilidad de Eléctrica Guacolda en 2009 fue
del 2% y para toda la masa laboral (Eléctrica Guacolda y Contratistas) del 1,5%.
38
La ACHS, en la evaluación de los últimos tres periodos, estableció
que corresponde a Eléctrica Guacolda una rebaja de cotización
adicional, por concepto de accidentes y días perdidos (Tasa de
Siniestrabilidad), la que se aplica desde enero de 2010.
Reemplazo de cambiador de TAP en Transformador Auxiliar
de la Unidad 2.
Implementación de mejoras en el Sistema de Control Manejo de Carbón.
MANTENIMIENTO MECÁNICO
Se efectuó el Mantenimiento Anual de la Unidad 2, durante
el que se realizaron distintos trabajos de mantenimiento e
inspecciones a los equipos y sistemas de la misma. Entre
otras:
Revisión del Turbogenerador.
Overhaul a las Bombas de Agua de Ali-mentación 2A y 2C.
Instalación y puesta en servicio de nuevas protecciones de
Generador, redundantes a las existentes e instaladas para
dar cumplimiento a las exigencias de la Norma Técnica.
Remplazo del sistema de excitación del Generador de la
Unidad 2, para cumplir con la Norma Técnica que exige PSS
(Sistema de Estabilización de Potencia).
PUERTO Y CANCHAS DE CARBÓN
Adquisición de repuestos críticos, suministrados por empresas internacionales:
Durante el año 2009, las principales actividades fueron las
siguientes:
Rotor para Ventilador Recirculador de Gases, fabricado
por Termovent en Chile, siendo el Rotor de Ventilador más
grande fabricado en el país.
Puesta en operación del chancador en sistema carguío a silos.
Mantención bianual del sistema de fondeo del terminal marítimo Guacolda I.
Puesta en operación de de las correas trasnportadoras FS
C/6B y FS C/7, con capacidad de transporte de 722 TM/H.
Adquisición de dos Cucharas Carboneras Ecológicas para
descarga de carbón, fabricadas por la empresa CredeblugEspaña.
MANTENIMIENTO ELÉCTRICO
Apoyo en la revisión y puesta en servicio del tercer circuito
220 KV Maitencillo Cardones.
Actualización de control de Sistema Contra Incendio de Unidades 1 y 2. Por obsolescencia y falla en la CPU del sistema
se migró a nuevo sistema de control Hochiki.
Instalación, puesta en marcha y entrega al CDEC de EDAC
OPLAT (Esquema Desconexión Automática de Carga, Onda
Portadora por Línea de Alta Tensión).
Instalación, puesta en marcha y entrega al CDEC de EDAC
CMP.
Instalación de EDAC Troncal en líneas Maitencillo-Cardones
1, 2 y 3. Si falla una línea el sistema evalúa que las otras no
sobrepasen su umbral de potencia; si esto sucede, desprende
carga abriendo circuito Cardones-Enami o Cardones-Refugio.
Condiciones de Operatividad:
Naves hasta 240 m de eslora.
Calado Máximo: 13.5 m
Frente de Atraque: 183 m.
Capacidad de Descarga Nominal: 1.500 TM/h
Capacidad Cancha de Acopio: 300.000 TM
Carga Movilizada año 2009
Toneladas Métricas
Carbón
Carbonato de Calcio
IFO 380
IFO 180
Diesel
Finos de Hierro
Carga de Proyecto
Bunkering
Azufre Granulado
1.467.623,4
20.025,0
24.209,9
7.672,0
22.102,4
20.591,2
7.751,6
2.157,9
29.700,0
TOTAL
1.601.833,6
39
UNIDAD 3
UNIDAD 4
Construcción Unidad 3
Construcción Unidad 4
La Unidad 3 es una unidad termoeléctrica a carbón de 152 MW,
cuya construcción fue adjudicada a Mitsubishi Corporation en
octubre de 2006, la que se inició en abril de 2007. El 3 de abril
de 2009 se efectuó la primera sincronización al SIC y el 30 de
julio de 2009 se declaró en Operación Comercial, con 42 días de
adelanto con respecto a la fecha contractual. Las pruebas de
recepción de la Unidad estuvieron dentro de los valores garantizados. El 30 de noviembre se efectuó la Recepción Final de la
misma.
La Unidad 4 es también una unidad termoeléctrica a carbón de
152 MW, cuya construcción fue adjudicada a Mitsubishi Corporation. Inició su construcción en febrero de 2008 y tiene un
avance, al 31 de diciembre de 2009, del 97,7%, que está dentro
de lo programado. La entrada en Operación Comercial contractual
es el 17 de junio de 2010; sin embargo, de acuerdo al avance,
estaría entrando en Operación Comercial a fines de abril de
2010.
Unidad 4 y Huasco
Unidad 3 y Huasco
La construcción de la nueva Unidad durante el año 2009 generó
un promedio de 480 nuevos puestos de trabajo, con un peak de
1.377 trabajadores en enero, un 24% de los cuales fue mano de
obra local.
La nueva Unidad en construcción ha mejorado la calidad de vida
de sus habitantes y durante el año 2009 generó un promedio de
1.448 nuevos puestos de trabajo, con un peak de 1.983 trabajadores en agosto, un 24% de los cuales fue mano de obra local.
Con respecto a las medidas adicionales para reducir las emisiones
fugitivas durante la construcción, se implementó un sistema de
barrido de polvo y aspersión con agua industrial a los caminos
de acceso externos y calles internas de la construcción.
LÍNEA DE TRANSMISIÓN GUACOLDA - MAITENCILLO
En diciembre de 2008 se adjudicó la construcción de la linea 2x 220 kV Guacolda – Maitencillo que permite evacuar la energía de las
Unidades 3 y 4. El dia 20 de diciembre de 2009 se completó la construcción de la línea y se energizó al SIC el 22 de diciembre de 2009,
declarándose en operación comercial ese mismo día.
Durante la construcción se emplearon un promedio de 177 trabajadores, con un peak de 260 en octubre.
40
Energía Segura...
Cuidemos la Energía
41
Crecer con la comunidad del Valle de Huasco es
uno de los compromisos fundamentales
de Eléctrica Guacolda. Esto se ha visto
reflejado en una serie de actividades que hemos
realizado con la comunidad desde hace varios
años y que en 2009 se vieron reforzadas
gracias a iniciativas educativas y de
entretención destinadas a promover la eficiencia
energética y el cuidado del medio ambiente.
42
43
Nuestro
compromiso
con el Medio
Ambiente
PROGRAMAS DE CUIDADO DEL MEDIO AMBIENTE
Programa “Aventura en la Montaña”
Esta iniciativa lleva once años motivando a los niños, de séptimo
básico de los colegios de la comuna, a cuidar el medio ambiente
y la energía. Eléctrica Guacolda premia a los creadores de los
mejores trabajos medioambientales con una verdadera ‘Aventura
en la Montaña’ en el Fundo Los Maitenes, Cajón del Maipo. El
año 2009 la temática del concurso fue el uso eficiente de la
energía.
Limpieza de playas: “Huasco Limpio”
Son constantes operativos de limpieza de playas y otras zonas
naturales, que se realizan con los colegios de la comuna y
voluntarios de Eléctrica Guacolda, para crear conciencia sobre
el cuidado del entorno. El año 2009 participaron más de 180
niños en un operativo de recolección de basura en la playa
grande de Huasco.
Programa: “La Semana de Eficiencia Energética de
Guacolda”
Una vez al año, se lanza la Semana de Eficiencia Energética de
Guacolda, que busca compartir conocimientos sobre el cuidado
de la energía y su repercusión en el medio ambiente. El año
2009 la iniciativa se realizó entre el 24 y el 31 de agosto y se
exhibieron videos pedagógicos a unos 850 niños de Huasco
(entre 1° y 6° básico) y se entregaron más de 2.000 ampolletas
eficientes a 1.000 familias vulnerables de la comuna.
Entrega de basureros a los colegios y la comunidad
Este programa se encuentra en desarrollo. En 2009, Eléctrica
Guacolda entregó cerca de 71 receptáculos de basura a la
comunidad de Huasco, siendo distribuidos en los establecimientos
educativos de Huasco, juntas vecinales y en diferentes localidades
rurales de la comuna como Carrizal Bajo, Canto de Agua y Huasco
Bajo.
44
45
Nuestro
compromiso
con la
Comunidad
Crecer con la comunidad del Valle de Huasco es uno de los
compromisos fundamentales de Eléctrica Guacolda. Esto se ha
visto reflejado en una serie de actividades que hemos realizado
con la comunidad desde hace ya varios años y que en 2009 se
vieron reforzadas gracias a iniciativas en educación y entretenimiento destinadas a promover acciones de Eficiencia
Energética y el cuidado del medio ambiente.
Ciclo de cine: “Huasco de Película”
Guacolda Energía organizó y financió un ciclo de cine gratuito
en la comuna de Huasco, durante el mes de febrero de 2009,
con el fin de crear un espacio para compartir con la comunidad
en torno a la cultura y el entretenimiento. El ciclo alcanzó una
alta asistencia, convocando a unas 3.000 personas durante los
seis días de exhibición.
Visitas guiadas para los vecinos
Eléctrica Guacolda ha impulsado un programa de visitas guiadas
para los dirigentes de las Juntas Vecinales de Huasco, con el
fin de que la comunidad pueda conocer el funcionamiento de la
Central Termoeléctrica. Más de 50 dirigentes visitaron las
instalaciones en 2009, de las cuales cerca del 90% fueron
mujeres.
Taller de Pintura
Actividad organizada para las señoras de los empleados de la
Central Termoeléctrica. Para ello la Empresa contrató los servicios
de una profesora que enseñó las técnicas de la pintura al óleo.
Este taller fue muy exitoso ya que tuvo una gran acogida por las
participantes y los trabajos fueron de una excelente calidad.
Minizoológico Pajaritos
Desde hace varios años que la Empresa presta apoyo en el
mantenimiento de la infraestructura, así como en la alimentación
de las especies de un Minizoológico ubicado en la ruta entre
Vallenar y Copiapó, que es el único establecimiento de este tipo
en la zona.
Deportes
Eléctrica Guacolda hizo entrega de indumentaria deportiva a
diferentes instituciones de la comunidad.
Capacitación - Programa de Formación Dual
Desde 1997 que Eléctrica Guacolda impulsa un Programa de
Formación Dual con el Liceo José Santos Ossa de Vallenar,
donde ya han participado más de 60 alumnos de la especialidad
de Mecánica Industrial. Este programa entrega a los alumnos
formación teórica en el aula y práctica en la Central Termoeléctrica
durante los dos últimos años de enseñanza media, con una
semana destinada a cada metodología. Como resultado, no sólo
se ha facilitado su inserción laboral, sino que la Compañía ha
contratado a algunos de sus ex alumnos más destacados.
HECHOS RELEVANTES
46
En Sesión Ordinaria de Directorio celebrada el día 21 de enero de 2009,
tomó conocimiento y acordó aceptar
la renuncia al cargo de Director
Titular presentada por la señora
Tobey Collins, designando en
su reemplazo al señor Juan
Ricardo Inostroza López. En
esa misma sesión, también
presentó su renuncia al cargo
el Director Titular señor
Derek Martin y en su lugar
se designó a la señora Laurie
Kelly y al señor Derek Martin
como Director Suplente.
Con fecha 29 de enero de
2010, Empresa Eléctrica
Guacolda S.A. tomó conocimiento de la renuncia presentada por don Juan Carlos
Olmedo Hidalgo al cargo de Director Titular de la Compañía, con
efecto a partir del día 1 de febrero
de 2010.
47
I. ANÁLISIS RAZONADO CONSOLIDADO
Entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2009.
Los Estados Financieros consolidados de Empresa Eléctrica
Guacolda S.A., al cuarto trimestre de 2009, presentan una utilidad
de MUS$ 56.097. Al mismo período del año 2008 presentaba
una utilidad de MUS$ 16.350.
Los Ingresos de Explotación ascendieron a MUS$ 352.610,
comparados con los MUS$ 358.596 en el período anterior de
comparación.
Los Costos de Explotación ascendieron a MUS$ 265.184, presentando una disminución de un 16,0% respecto del mismo período
anterior, principalmente debido a menores compras de energía,
explicados por un menor costo marginal y mayor generación
propia.
El Margen Bruto acumulado al cuarto trimestre fue de
MUS$87.426.
INDICE
Diciembre
2009
Diciembre
2008
1
Liquidez Corriente
(Activo Circulante/Pasivo Circulante)
Veces
1,91
1,68
2
Razón Acida
((A. Circulante – Existencias)/Pas. Circ.)
Veces
1,63
1,52
3
Razón de Endeudamiento
(Pasivo Exigible/Patrimonio)
Veces
1,67
2,10
4
Proporción de la Deuda a Corto Plazo
(Pasivo Circulante/Pasivo Exigible)
%
10,5
16,1
5
Proporción de la Deuda a Largo Plazo
(Pasivo Largo Plazo/Deuda Total)
%
89,5
83,9
6
Cobertura Gastos Financieros
(Margen Bruto+Depreciación)/ G. Financieros
Veces
6,53
8,82
7
Total de Activos
MUS$
1.252.496
1.113.083
8
Total de Activos Fijos Netos
MUS$
1.079.018
900.796
9
Volumen Ventas Físicas
GWh
3.335,1
2.658,0
10
Margen Bruto
MUS$
87.426
42.911
11
Ingresos de explotación
MUS$
352.610
358.596
12
Costos de Explotación
MUS$
265.184
315.685
13
Depreciación
MUS$
23.784
19.990
14
Gastos Financieros
MUS$
17.027
7.133
15
R.A.I.I.D.A.I.E.
MUS$
101.949
54.983
16
Utilidad después de Impuestos
MUS$
56.097
16.350
17
Rentabilidad del Patrimonio
Veces
0,135
0,046
18
Rentabilidad del Activo
Veces
0,047
0.147
19
Rendimiento Activos Operacionales
Veces
0,047
0,018
20
Utilidad por acción (dólares por acción)
US$
0,258
0,080
21
Retorno de dividendos
US$
0
0
48
1. LIQUIDEZ CORRIENTE
10. MARGEN BRUTO
El indicador muestra un aumento al 31 de diciembre de 2009,
respecto de diciembre del 2008, de 1,68 a 1,91 veces. Las
principales variaciones del Activo Circulante al 31 de diciembre
de 2009 fueron las siguientes: disminución del efectivo
equivalente por pago a las obras en ejecución de los proyectos
de las Unidades 3 y 4 y menores Cuentas por Cobrar por Impuestos
Corrientes, compensado con un aumento de Deudores
Comerciales y Otras Cuentas por Cobrar. En el Pasivo Circulante
se aprecia una disminución en Préstamos que Devengan Intereses,
Préstamos Recibidos que no Generan Intereses (Efectos de
Comercio) y Pasivos de Cobertura.
El Margen Bruto al cuarto trimestre de 2009 alcanza la suma de
MUS$ 87.426, superior a los MUS$ 42.911 del período anterior
(a diciembre 2008).
11. INGRESOS DE EXPLOTACIÓN
Los Ingresos de Explotación al cuarto trimestre de 2009 alcanzan
la suma de MUS$ 352.610, inferior a los MUS$ 358.596 de
diciembre de 2008 en un 1,3 %, explicados por menores precios
de energía.
12. COSTO DE EXPLOTACIÓN
2. RAZÓN ACIDA
La Razón Ácida es mayor al 31 de diciembre de 2009 respecto
a diciembre del 2008 debido a una disminución del Activo
Circulante y Pasivo Circulante y aumento de Existencias de
Carbón.
Los Costos de Explotación a diciembre del 2009 alcanzan la suma
de MUS$ 265.184, inferiores a los MUS$ 315.685 de diciembre
de 2008, explicados por menores precios y compras físicas de
energía.
13. DEPRECIACIÓN
3. RAZÓN DE ENDEUDAMIENTO
La Razón de Endeudamiento disminuye respecto de diciembre
del año anterior, debido a aumentos de capital y mayores reservas.
4. Y 5. DEUDA DE CORTO PLAZO EN RELACIÓN A DEUDA TOTAL
Y DEUDA DE LARGO PLAZO EN RELACIÓN A DEUDA TOTAL
Durante el período analizado se observa un nivel inferior de la
porción de corto plazo respecto de la deuda total, por disminución
del pasivo corriente.
La depreciación a diciembre del 2009 alcanza los MUS$ 23.784,
superior a la de igual fecha del año anterior, que correspondió
a MUS$ 19.990.
14. GASTOS FINANCIEROS
Al 31 de diciembre de 2009, los Gastos Financieros ascienden
a MUS$ 17.027, mayor con respecto al año pasado, en que
ascendían a MUS$ 7.133, producto de mayores intereses por
emisión de efectos de comercio y créditos asociados al
financiamiento de la Unidad 3.
6. COBERTURA DE GASTOS FINANCIEROS
15. R.A.I.I.D.A.I.E.
Este indicador disminuye por los mayores intereses de créditos
asociados a la nueva unidad en operación en el año 2009, a
pesar de un mayor margen bruto.
Este valor corresponde a MUS$ 101.949 comprendido entre el
1 de enero y el 31 de diciembre de 2009, superior al del año
pasado influido por un mayor margen bruto.
7. TOTAL DE ACTIVOS
16. UTILIDAD DESPUÉS DE IMPUESTOS
El total de activos es de MUS$ 1.252.496 a diciembre de 2009.
A diciembre del año anterior los activos totalizaban MUS$
1.113.083 en los Estados Financieros. El incremento se debe a
adiciones al Activo Fijo.
La utilidad después de impuestos fue de MUS$ 56.097 en el
período a diciembre de 2009, comparado con los MUS$ 16.350
de igual período 2008, por efecto de un mayor resultado
operacional.
8. TOTAL DE ACTIVOS FIJOS NETOS
17. RENTABILIDAD DEL PATRIMONIO
El total de Activos Fijos Netos es de MUS$ 1.079.018 a diciembre
de 2009. A diciembre del año anterior los activos fijos netos
totalizaban MUS$ 900.796, la diferencia es por adiciones al
Activo Fijo.
La rentabilidad del patrimonio es mayor a pesar del aumento
del patrimonio, más que compensado por el mayor margen bruto.
18. RENTABILIDAD DEL ACTIVO
9. VOLUMEN VENTAS FÍSICAS
Las ventas físicas de energía en el período comprendido entre
el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2009 alcanzaron un total
de 3.335,1 GWh, superiores a diciembre del año 2008, cuando
las ventas alcanzaron los 2.658,0 GWh.
De acuerdo a lo indicado anteriormente, la rentabilidad del activo
es mayor a pesar del aumento de activos que no generan ingresos,
por tratarse de obras en construcción de la Unidad 4.
49
19. RENDIMIENTO DE ACTIVOS OPERACIONALES
De acuerdo a lo indicado anteriormente, la rentabilidad del activo
es mayor a pesar del aumento de activos que no generan ingresos,
por tratarse de obras en construcción de la Unidad 4.
20. UTILIDAD POR ACCIÓN
Este indicador aumenta por efecto del mayor resultado del
período.
21. RETORNO DE DIVIDENDOS
No hay pago de dividendos a diciembre de 2009 ni de 2008.
II. ANÁLISIS DE LAS DIFERENCIAS ENTRE VALOR LIBRO Y DE
MERCADO DE LOS PRINCIPALES ACTIVOS
Los principales activos se muestran valorizados en concordancia con los principios y normas de contabilidad generalmente aceptados,
que incorporan la normativa IFRS y a las instrucciones dictadas en esta materia por la Superintendencia de Valores y Seguros.
No deberían existir diferencias significativas entre el valor libro de los activos y el valor de mercado.
III. ANÁLISIS DE LAS VARIACIONES MÁS IMPORTANTES EN LOS
MERCADOS QUE ENFRENTA
La empresa tuvo una participación de 59,4 % en el mercado de clientes de ventas de electricidad en la zona del Norte Chico, que se
compara favorablemente con el período 2008, que fue de un 56,0%.
IV. ANÁLISIS DEL ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO
A diciembre de 2009 se aprecia un Flujo Neto Positivo Originado por Actividades de la Operación de MUS$ 90.082.
El Flujo Originado por Actividades de Financiamiento alcanza a MUS$ 55.603, como consecuencia de la obtención de créditos y aumentos
de capital para la construcción de las Unidades 3 y 4.
A su vez, el Flujo Neto Originado por Actividades de Inversión fue MUS$ (190.454), por efecto de inversión en activos fijos principalmente.
Todo esto conforma un Flujo Neto Negativo total del período de MUS$ 44.769.
V. ANÁLISIS DE RIESGO DE MERCADO
Las tasas de interés que se aplican a los créditos a largo plazo de la compañía fluctúan en torno a Libor de 90 días más un Spread de
1,05% y 0,85% anual en dólares. Al 31 de diciembre de 2009, el 100% de las deudas de largo plazo, que devengan intereses con
terceros, están expresadas en dólares americanos, además existe un contrato Swap de moneda con Citibank N.A. por US$ 26,8 millones.
Cabe señalar que los ingresos de la Empresa varían en función del dólar estadounidense, tanto los ingresos de los clientes libres y los
regulados. Los principales componentes de la fórmula usada en la fijación del precio nudo están expresados en dólares y además los
costos tienen una correlación similar. Lo anterior genera una cobertura natural a los efectos de una fluctuación del tipo de cambio.
Al estar la contabilidad y la deuda en dólares principalmente, los efectos en la contabilidad son de una baja magnitud.
Composición de los ingresos y costos de explotación por moneda extranjera:
Rubro
Moneda
2009
2008
Ingresos de explotación
Costos de explotación
Dólar
Dólar
Pesos y UF
100%
98.4%
1.6%
100%
98.8%
1.2%
Se presentan los ingresos originados por contratos de venta a precio nudo, los cuales son indexados cada seis meses al tipo de cambio
dólar/peso. No se consideran en los costos la
depreciación, dado que no es un pago en efectivo.
50
51
ESTADOS
FINANCIEROS
CONSOLIDADOS
Correspondiente al ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2009
Miles de Dólares
Notas
Estado de situación financiera clasificado consolidado
Estado de resultados integrales por función consolidado
Estado de cambios en el patrimonio neto
Estado de flujos de efectivo consolidado (método directo)
Notas a los estados financieros consolidados
1
Información general
2
Resumen de las principales políticas contables
2.1. Bases de preparación
2.2. Bases de consolidación
2.3 Información financiera por segmentos operativos
2.4. Transacciones en moneda extranjera
2.5. Propiedades, plantas y equipos
2.6. Activos intangibles
2.7. Costos por intereses
2.8. Pérdidas por deterioro de valor de los activos no financieros
2.9. Activos financieros
2.10. Instrumentos financieros derivados y actividades de cobertura
2.11. Existencias
2.12. Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar
2.13. Efectivo y equivalentes al efectivo
2.14. Capital emitido
2.15. Acreedores comerciales
2.16. Préstamos que devengan intereses y que no generan intereses
2.17. Impuesto a las ganancias e impuestos diferidos
2.18. Beneficios a los empleados
2.19. Provisiones
2.20. Reconocimiento de ingresos
2.21. Distribución de dividendos
2.22. Medio ambiente
2.23. Estimaciones y juicios contables
3
Transición a las NIIF
3.1 Base de la transición a las NIIF
3.1.1 Aplicación de NIIF 1
3.1.2 Exenciones a la aplicación retroactiva elegidas por Empresa Eléctrica Guacolda S.A. y filial
3.2 Conciliación entre NIIF y Principios contables chilenos
3.2.1 Conciliación del Patrimonio Neto Consolidado al 1 de enero de 2008 y al 31 de diciembre
de 2008
3.2.2 Conciliación del resultado neto consolidado al 31 de diciembre de 2008
4
Gestión del riesgo financiero
4.1. Factores de riesgo financiero
4.2 Gestión de riesgo de capital
4.3. Estimación del valor razonable
5
Información financiera por segmentos
6
Efectivo y equivalente al efectivo
7
Instrumentos financieros
7.a Instrumentos financieros por categoría
7.b Calidad crediticia de los activos financieros
8
Deudores comerciales y Otras cuentas por cobrar
9
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas
10 Existencias
11 Pagos anticipados
12 Cuentas por cobrar por impuestos
13 Otros Activos
14 Activos intangibles
15 Propiedades, plantas y equipos
16 Impuestos diferidos
17 Préstamos que devengan intereses y préstamos que no generan intereses
18 Otros pasivos financieros
19 Acreedores comerciales y otras cuentas por pagar
20 Cuentas por pagar a entidades relacionadas
21 Provisiones
22 Ingresos diferidos
23 Pasivos de cobertura
24 Acciones ordinarias
25 Otras reservas
26 Resultados retenidos
27 Ingresos ordinarios
28 Costos financieros
29 Diferencias de cambio
30 Contingencias
31 Compromisos
32 Ganancias por acción
33 Sanciones
34 Medio ambiente
35 Transacciones con partes relacionadas
36 Hechos posteriores a la fecha de balance
Contenido
Estados Financieros Consolidados
Empresa Eléctrica Guacolda S.A. y Filial
INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES
Santiago, 11 de marzo de 2010
Señores Accionistas y Directores
Empresa Eléctrica Guacolda S.A.
Hemos efectuado una auditoría a los estados consolidados de situación financiera de Empresa Eléctrica Guacolda S.A. y filial al 31 de diciembre de 2009
y 2008, del estado consolidado de situación financiera de apertura al 1 de enero de 2008 y de los correspondientes estados consolidados de resultados
integrales, de cambios en el patrimonio y de flujos de efectivo por los años terminados el 31 de diciembre de 2009 y 2008. La preparación de dichos estados
financieros (que incluyen sus correspondientes notas), es responsabilidad de la Administración de Empresa Eléctrica Guacolda S.A. Nuestra responsabilidad
consiste en emitir una opinión sobre estos estados financieros con base en las auditorías que efectuamos.
Nuestras auditorías fueron efectuadas de acuerdo con normas de auditoría generalmente aceptadas en Chile. Tales normas requieren que planifiquemos y
realicemos nuestro trabajo con el objeto de lograr un razonable grado de seguridad que los estados financieros consolidados están exentos de representaciones incorrectas significativas. Una auditoría comprende el examen, a base de pruebas, de evidencias que respaldan los montos e informaciones revelados
en los estados financieros consolidados. Una auditoría comprende, también, una evaluación de los principios de contabilidad utilizados y de las estimaciones
significativas hechas por la Administración de la Compañía, así como una evaluación de la presentación general de los estados financieros consolidados.
Consideramos que nuestras auditorías constituyen una base razonable para fundamentar nuestra opinión.
En nuestra opinión, los mencionados estados financieros consolidados presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera de Empresa Eléctrica Guacolda S.A. y filial al 31 de diciembre de 2009 y 2008 y al 1 de enero de 2008, los resultados integrales de sus operaciones,
los cambios en el patrimonio y los flujos de efectivo por los años terminados el 31 de diciembre de 2009 y 2008, de acuerdo con Normas de Información
Financiera de Chile/Normas Internacionales de Información Financiera.
56
Estado de Situación Financiera
Clasificado Consolidado
Al 31 de diciembre de
ACTIVOS
Nota
2009
2008
MUS$
MUS$
Activos corrientes
Efectivo y equivalentes al efectivo
6
Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados
7
Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar
8
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas
9
Inventarios
10
Activos de cobertura
4
Pagos anticipados
11
Cuentas por cobrar por impuestos
12
Otros activos
13
Total activos corrientes
Activos no corrientes
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar
8
Activos intangibles
14
Propiedades, planta y equipos
15
Pagos anticipados
11
Otros activos no corrientes
13
Total activos no corrientes
Total activos
Al 1 de
enero
de 2008
MUS$
13.099
2
84.590
1.090
23.013
-
850
30.895
3.150
55.805
2
72.566
61
19.639
4.154
562
40.484
11.611
18.524
2
48.661
177
13.567
1.094
2.362
26.698
156.689
204.884
111.085
15.551
951
1.079.018
76
211
6.352
840
900.796
-
211
570
613.143
269
1.095.807
908.199
613.982
1.252.496
1.113.083
725.067
Las notas adjuntas números 1 a 36 forman parte integral de estos estados financieros consolidados.
57
Estado de Situación Financiera
Clasificado Consolidado
Al 31 de diciembre de
PASIVOS Y PATRIMONIO
Nota
2009
2008
MUS$
MUS$
Al 1 de
enero
de 2008
MUS$
Pasivos corrientes
Préstamos que devengan intereses
17
Préstamos que no generan intereses
17
Otros pasivos financieros
18
Acreedores comerciales y otras cuentas por pagar
19
Cuentas por pagar a entidades relacionadas
20
Provisiones
21
Cuentas por pagar por impuestos
Otros pasivos
Ingresos diferidos
22
Pasivos de cobertura
23
Pasivos devengados a la fecha de reporte
29.187
-
5.288
15.233
147
25.040
157
526
-
5.809
595
65.294
15.095
2.679
12.410
270
5.181
17
447
3.308
16.711
320
20.132
1.789
12.828
603
7.451
457
929
271
Total pasivos corrientes
81.982
121.732
44.460
Pasivos no corrientes
Préstamos que devengan intereses
17
Otros pasivos financieros
18
Pasivos por impuestos diferidos
16
Pasivos de cobertura
23
Total pasivos no corrientes
586.077
13.157
50.897
50.639
508.355
10.102
33.271
80.603
252.590
20.729
41.368
12.931
700.770
632.331
327.618
Total pasivos
782.752
754.063
372.078
26
25
26
343.160
12.025
114.559
320.160
(45.809)
84.669
268.160
(11.504)
96.333
Sub-total patrimonio atribuible a los tenedores de
instrumentos de patrimonio neto de la controladora
469.744
359.020
352.989
Total patrimonio neto
469.744
359.020
352.989
Total pasivos y patrimonio neto
1.252.496
1.113.083
725.067
PATRIMONIO NETO
Patrimonio neto atribuible a los tenedores de
instrumentos de patrimonio neto de la controladora
Capital emitido
Otras reservas
Resultados retenidos Las notas adjuntas números 1 a 36 forman parte integral de estos estados financieros consolidados.
58
Estado de Resultados Integrales
por Función Consolidado
Nota
Por los ejercicios terminados
al 31 de diciembre de
2009
2008
MUS$
MUS$
Ingresos ordinarios
27
Costo de ventas
352.610
(265.184)
358.596
(315.685)
Margen bruto
Ingresos financieros
Gastos de administración
Costos financieros
28
Diferencias de cambio 29
Otras ganancias
87.426
208
(9.261)
(17.027)
6.921
(866)
42.911
1.396
(7.918)
(7.133)
(2.212)
(5.950)
Ganancia antes de impuesto
Impuesto a las ganancias
67.401
(11.304)
21.094
(4.744)
GANANCIA DEL EJERCICIO
56.097
16.350
Ganancia del ejercicio atribuible a tenedores de instrumentos
de participación en el patrimonio neto de la controladora
Ganancia del ejercicio atribuible a participación minoritaria
56.097
-
16.350
-
GANANCIA DEL EJERCICIO
56.097
16.350
GANANCIAS POR ACCION
Ganancias básicas y diluidas por acción (US$)
0,26
0,09
Las notas adjuntas números 1 a 36 forman parte integral de estos estados financieros consolidados.
59
Estado de otros Resultados
Integrales
Ganancia del ejercicio
Por los ejercicios terminados
al 31 de diciembre de
2009
2008
MUS$
MUS$
56.097
16.350
38.102
(75.083)
(6.475)
12.764
31.627
(62.319)
Total ingresos reconocidos en el ejercicio
87.724
(45.969)
Ingresos y gastos integrales atribuibles a:
Accionistas mayoritarios
Participaciones minoritarias
87.724
-
(45.969)
-
Resultados de ingresos y gastos integrales del ejercicio
87.724
(45.969)
Otros ingresos y gastos con cargo o abono en el patrimonio neto
Cobertura de flujo de caja
Impuesto a las ganancias relacionado con componentes de otros
ingresos y gastos con cargo o abono al patrimonio neto
Ingresos y gastos integrales del ejercicio
Las notas adjuntas números 1 a 36 forman parte integral de estos estados financieros consolidados.
60
Estado de Cambios en el
Patrimonio Neto Consolidado
Reservas de
coberturas
Otras
reservas
varias
Cambios en
resultados
retenidos
Cambios en
patrimonio
neto
atribuible a
los tenedores
de instr. de
patrimonio
neto de
controladora
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
Saldo inicial al 1 de enero de 2009
Emisión de acciones ordinarias Resultados de ingresos y gastos integrales
Futuras capitalizaciones
320.160
23.000
-
-
(73.823)
-
31.627
-
28.014
-
-
26.207
84.669
-
56.097
(26.207)
359.020
23.000
87.724
-
-
-
-
-
359.020
23.000
87.724
-
Saldo final al 31 de diciembre de 2009
343.160
(42.196)
54.221
114.559
469.744
-
469.744
(1)
(2)
(2)
Acciones
ordinarias
Capital en
acciones
Ejercicio actual
Cambios en otras reservas
Cambios en
participaciones
minoritarias
Cambios en
patrimonio
neto total
(3)
Reservas de
coberturas
Otras
reservas
varias
Cambios en
resultados
retenidos
Cambios en
patrimonio
neto
atribuible a
los tenedores
de instr. de
patrimonio
neto de
controladora
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
Saldo inicial al 1 de enero de 2008
Emisión de acciones ordinarias
Resultado de ingresos y gastos integrales
Futuras capitalizaciones
268.160
52.000
-
-
(11.504)
-
(62.319)
-
-
-
-
28.014
96.333
-
16.350
(28.014)
352.989
52.000
(45.969)
-
-
-
-
-
352.989
52.000
(45.969)
-
Saldo final al 31 de diciembre de 2008
320.160
(73.823)
28.014
84.669
359.020
-
359.020
(1)
(2)
(2)
(3)
Acciones
ordinarias
Capital en
acciones
Ejercicio anterior
Cambios en otras reservas
(1) Nota 24
(2) Nota 25
(3) Nota 26
Las notas adjuntas números 1 a 36 forman parte integral de estos estados financieros consolidados.
Cambios en
participaciones
minoritarias
Cambios en
patrimonio
neto total
61
Estado de Flujos de Efectivo
Consolidado
FLUJO DE EFECTIVO NETO DE (UTILIZADOS EN) ACTIVIDADES DE OPERACION, METODO DIRECTO
Importes cobrados de clientes
Pagos a proveedores
Remuneraciones pagadas
Otros cobros (pagos)
Por los ejercicios terminados
al 31 de diciembre de
2009
2008
MUS$
MUS$
373.649
(297.615)
(6.259)
40.815
378.446
(350.535)
(4.050)
57
Flujo de efectivo por (utilizados en) operaciones
110.590
23.918
FLUJOS DE EFECTIVO POR (UTILIZADOS EN) OTRAS ACTIVIDADES DE OPERACION:
Importes recibidos por intereses recibidos clasificados como de operación
Pagos por intereses clasificados como de operaciones
Pagos por impuestos a las ganancias
Otras entradas (salidas) procedentes de otras actividades de operación
158
(15.455)
(595)
(4.616)
1.326
(7.143)
(67)
(3.890)
Flujo de efectivo por (utilizados en) otras actividades de operación
(20.508)
(9.774)
Flujos de efectivo netos de (utilizados en) actividades de operación
90.082
14.144
FLUJOS DE EFECTIVO NETOS DE (UTILIZADOS EN) ACTIVIDADES DE INVERSION
Importes recibidos por desapropiación de propiedades, planta y equipo
Otros flujos de efectivo de (utilizados en) actividades de inversión Incorporación de propiedad, planta y equipo
Otros desembolsos de inversión
71
11.503
(202.006)
(22)
20
27.792
(373.256)
(307)
Flujos de efectivo netos de (utilizados en) actividades de inversión
(190.454)
(345.751)
FLUJOS DE EFECTIVO NETOS DE (UTILIZADOS EN) ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO
Importe recibidos por emisión de acciones propias en cartera
Obtención de préstamos
Pagos de préstamos
Otros flujos de efectivo de (utilizados en) actividades de financiación
23.000
146.869
(114.171)
(95)
52.000
427.765
(112.894)
(1.342)
Flujos de efectivo netos de (utilizados) actividades de financiación
55.603
365.529
Incremento (decremento) neto en efectivo y equivalentes al efectivo
(44.769)
33.922
Efecto de las variaciones en las tasas de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo
Efecto de los cambios del alcance de la consolidación en efectivo y equivalentes al efectivo
2.037
26
3.625
(266)
VARIACION NETA DEL EFECTIVO Y EFECTIVO EQUIVALENTE
(42.706)
37.281
EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO, PRESENTADOS
EN EL ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO, SALDO INICIAL
55.805
18.524
EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO, PRESENTADOS EN EL
ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO, SALDO FINAL
13.099
55.805
(NOTA 6)
Las notas adjuntas números 1 a 36 forman parte integral de estos estados financieros consolidados.
62
Notas a los Estados
Financieros Consolidados
Al 31 de Diciembre de 2009 y 2008
NOTA 1. INFORMACIÓN GENERAL
Empresa Eléctrica Guacolda S.A. (la “Sociedad”), Sociedad
Anónima cerrada, se constituyó en Santiago el día 2 de abril
de 1992, mediante escritura pública otorgada por el Notario
Público, don Mario Baros González, Titular de la Trigésima
Novena Notaría, la cual fue inscrita en el Registro de Comercio
del año 1992 del Conservador de Bienes Raíces de Santiago, a
fojas 12.904 N° 6.482 y se publicó en el Diario Oficial N° 34.249
de fecha 23 de abril del año 1992. Empresa Eléctrica Guacolda
S.A. tiene como objeto social la generación, transmisión,
compra y venta de energía eléctrica y prestaciones de servicios
portuarios. El domicilio social y oficinas principales de Empresa
Eléctrica Guacolda S.A. se encuentran en Santiago, en la calle
Miraflores 222, piso 16. La Sociedad se encuentra inscrita en la
Superintendencia de Valores y Seguros (“SVS”) con el número
573.
La propiedad de Empresa Eléctrica Guacolda S.A. está distribuida
en tres accionistas: Aes Gener S.A., con una participación de un
50%; Empresas Copec S.A., con una participación de un 25% e
Inversiones Ultraterra Limitada con una participación de un 25%.
La Sociedad no cotiza sus acciones en la Bolsa.
La filial que se incluye en estos estados financieros consolidados
interinos es la siguiente:
Sociedad consolidada
R.U.T.
%
Compañía Transmisora del Norte Chico S.A.
99.588.230-2
99,995
N° Registro de SVS
911
No ha habido cambios en el perímetro de consolidación durante ambos ejercicios presentados. Se han consolidado todas las entidades
sobre las cuales se tiene control.
Los presentes estados financieros consolidados se presentan en miles de dólares estadounidenses por ser ésta la moneda funcional y
de presentación de la Sociedad.
NOTA 2. RESUMEN DE PRINCIPALES POLÍTICAS
CONTABLES
A continuación se describen las principales políticas contables
adoptadas por Empresa Eléctrica Guacolda S.A. en la preparación
de estos estados financieros consolidados. Tal como lo requiere
la Norma Internacional de Información Financiera (NIIF) Nº 1, estas
políticas han sido diseñadas en función de las NIIF vigentes al 31
de diciembre de 2009 y aplicadas de manera uniforme a todos
los ejercicios que se presentan en estos estados financieros
consolidados.
sido preparados de acuerdo con Normas Internacionales de
Información Financiera (NIIF), las que han sido adaptadas en
Chile bajo la denominación: Normas de Información Financiera
de Chile (NIFCH), y representan la adopción integral, explícita y
sin reservas de las referidas normas internacionales. Hasta el año
2008 los estados financieros consolidados de Empresa Eléctrica
Guacolda S.A. se preparaban de acuerdo con Principios de
Contabilidad Generalmente Aceptados en Chile y normas e
instrucciones impartidas por la SVS.
2.1 Bases de preparación de los estados financieros
Los presentes estados financieros consolidados de Empresa
Eléctrica Guacolda S.A. al 31 de diciembre de 2009 han
Los estados financieros consolidados se han preparado bajo el
criterio del costo histórico, aunque modificado por la valorización
a valor justo de ciertos instrumentos financieros.
63
La preparación de los estados financieros consolidados conforme a las NIIF requiere el uso de ciertas estimaciones contables críticas.
También exige a la Administración que ejerza su juicio en el proceso de aplicación de las políticas contables de la Sociedad.
A la fecha de los presentes estados financieros consolidados, los siguientes pronunciamientos contables habían sido emitidos por el
IASB pero no eran de aplicación obligatoria para este ejercicio:
Aplicación obligatoria:
Normas y enmiendasejercicios iniciados a partir de
NIIF 1 revisada: Adopción por primera vez de las normas internacionales de información financiera
01/07/2009
NIIF 3 revisada: Combinaciones de negocios 01/07/2009
Enmienda a la Norma Internacional de Contabilidad 27 (“NIC 27”)
Estados financieros consolidados y separados
01/07/2009
Enmienda a la NIC 39: Instrumentos financieros: reconocimiento y medición
01/07/2009
Mejoramiento de las NIIF
01/01/2010
Enmienda a la NIIF 2: Pagos basados en acciones
01/01/2010
Enmienda a la NIC 1: Presentación de estados financieros
01/01/2010
Enmienda a la NIC 32: Clasificación de derechos de emisión 01/01/2010
Enmienda a la NIC 24: Revelaciones de partes relacionadas
01/01/2011
NIIF 9: Instrumentos financieros, clasificación y medición
01/01/2013
Aplicación obligatoria:
Interpretacionesejercicios iniciados a partir de
Comité de Interpretaciones de las Normas Internacionales de Información Financiera
17 (“CINIIF 17”): Distribuciones a los propietarios de activos no monetarios
01/07/2009
CINIIF 18: Transferencias de activos desde clientes 01/07/2009
CINIIF 19: Liquidación de pasivos financieros con instrumentos de patrimonio
01/07/2010
Enmienda a la CINIIF 14: Pagos anticipados de la obligación de mantener un nivel mínimo de financiación
01/01/2011
La administración de la Sociedad estima que la adopción de las normas, enmiendas e interpretaciones antes descritas, no tendrá un
impacto significativo en los estados financieros consolidados de la Sociedad en el período de su primera aplicación.
64
2.2 Bases de consolidación
2.4 Transacciones en moneda extranjera
a) Filiales
a) Moneda de presentación y moneda funcional
Filiales son todas las entidades (incluidas las entidades de
cometido especial) sobre las que la Sociedad tiene poder para
dirigir las políticas financieras y de explotación que generalmente
viene acompañado de una participación superior a la mitad
de los derechos de voto. A la hora de evaluar si la Sociedad
controla otra entidad se considera la existencia y el efecto de los
derechos potenciales de voto que sean actualmente ejercidos
o convertidos. Las filiales se consolidan a partir de la fecha en
que se transfiere el control a la Sociedad, y se excluyen de la
consolidación en la fecha en que cesa el mismo.
Los estados financieros consolidados se presentan en miles
de dólares estadounidenses, que es la moneda funcional
y de presentación de la Sociedad. Los activos y pasivos
representativos de monedas distintas al dólar estadounidense
han sido valorizados a las tasas de cambio vigentes de las
respectivas monedas equivalentes en dólares al 31 de diciembre
de 2009 y de 2008. Las diferencias de cambio resultantes de
dicha valorización han sido registradas con cargo o abono a los
resultados, cuyo monto neto se presenta en el rubro diferencias
de cambio del estado de resultados. La tasa de cambio de
la unidad de fomento vigente al 31 de diciembre de 2009 es
US$ 41,2993 (US$ 33,7066 al 31 de diciembre de 2008 y US$
39,4910 al 1 de enero de 2008) y la tasa de cambio del peso
chileno vigente al 31 de diciembre de 2009 es US$ 1,9720 (US$
1,5712 al 31 de diciembre de 2008 y US$ 2,0135 al 1 de enero
de 2008), por miles de pesos.
Para contabilizar la adquisición de filiales por la Sociedad se
utiliza el método de adquisición. El costo de adquisición es el
valor razonable de los activos entregados, de los instrumentos
de patrimonio emitidos y de los pasivos incurridos o asumidos en
la fecha de intercambio, más los costos directamente atribuibles
a la adquisición.
b) Transacciones y saldos
Los estados financieros consolidados al 31 de diciembre
de 2009 incluyen los activos, pasivos, resultados y flujos de
efectivo de la sociedad matriz y su filial, Compañía Transmisora
del Norte Chico S.A.; de esta forma, las transacciones y saldos
entre matriz y filial han sido eliminados y se ha reconocido la
participación de los inversionistas minoritarios.
La Sociedad filial, Compañía Transmisora del Norte Chico S.A.,
posee activos por un total de MUS$ 11.419 e ingresos ordinarios
por MUS$ 10.034. Esta filial fue constituida el 3 de marzo de
2005 e inscrita en la Superintendencia de Valores y Seguros el
12 de agosto de 2005 con el número 911.
Las transacciones en moneda extranjera, distinta a dólares
estadounidenses, se convierten a la moneda funcional utilizando
los tipos de cambio vigentes en las fechas de las transacciones.
Las pérdidas y ganancias en moneda extranjera que resultan de
la liquidación de estas transacciones y de la conversión a los
tipos de cambio de cierre de los activos y pasivos monetarios
denominados en moneda extranjera, se reconocen en el estado
de resultados, excepto si se difieren en patrimonio neto como las
coberturas de flujos de efectivo y las coberturas de inversiones
netas.
2.5 Propiedades, planta y equipos
b) Transacciones e intereses minoritarios
La Sociedad aplica la política de considerar las transacciones
con minoritarios como transacciones con terceros externos a
la Sociedad. La enajenación de intereses minoritarios conlleva
ganancias y/o pérdidas para la Sociedad que se reconocen en
el estado de resultados. La adquisición de intereses minoritarios
tiene como resultado un goodwill, siendo éste la diferencia entre
el precio pagado y la correspondiente proporción del importe en
libros de los activos netos de la filial.
Las Propiedades, Planta y Equipos se reconocen a su costo de
adquisición, neto de su depreciación acumulada y de pérdidas
por deterioro que hayan experimentado, excepto en el caso de los
terrenos, que se presentan netos de las pérdidas por deterioro. En
Construcción en curso se encuentra el monto correspondiente
a la inversión de la construcción de la Unidad 4. Dentro de este
rubro se encuentran activados los gastos financieros del crédito
con el Banco Calyon. Las construcciones en curso se traspasan
a las clases del activo fijo una vez que el proyecto pase a la etapa
de pruebas que permitan su uso.
2.3 Información financiera por segmentos operativos
La Sociedad ha definido como segmento operativo, la generación
de electricidad.
Las Propiedades, planta y equipos están constituidos
principalmente por terreno, edificio y construcciones, sistemas
de generación y transmisión, y otros activos fijos. Estas
65
propiedades, planta y equipos corresponden a las Unidades de
Generación de Central Guacolda actualmente en funcionamiento
en la comuna de Huasco, III Región. Además, estos activos fijos
se incrementan por las obras en construcción de la Unidad 4.
Todas las propiedades, planta y equipos están expuestas a su
costo histórico menos depreciación. El costo histórico incluye
gastos que son directamente atribuibles a la adquisición del bien.
Los costos pueden también incluir pérdidas y ganancias que
califiquen como flujo de caja de cobertura (swap de tasa) por la
inversión de capital en la construcción de la Unidad 4. Producto
de la primera adopción de la normativa IFRS, la Sociedad ejecutó
la retasación técnica de las Unidades 1 y 2, por única vez, con
un tasador externo independiente.
Los costos posteriores por mantenciones mayores de las
Unidades de Generación se activan y amortizan hasta la etapa
que comience una nueva mantención mayor. Esta mantención
se considera como un activo separado sólo cuando es probable
que los beneficios económicos futuros asociados con los
elementos del activo fijo vayan a fluir a la Sociedad y el costo
del elemento pueda determinarse de forma fiable. El valor del
componente sustituido se da de baja contablemente. El resto
de reparaciones y mantenciones se cargan en el resultado del
ejercicio en el que se incurre.
Los terrenos no se deprecian. La depreciación en otros activos
se calcula usando el método lineal para asignar sus costos o
importes revalorizados a sus valores residuales sobre sus vidas
útiles técnicas estimadas:
Clase de activo fijo
Edificios
Planta y equipos
Equipamiento de
tecnologías de la información
Instalaciones fijas y accesorios
Vehículos de motor
Otras propiedades, planta y equipos
Vida útil
mínima
(años)
máxima
(años)
16
13
50
40
2
2
2
5
6
7
7
15
El valor residual y la vida útil de los activos se revisan, y ajustan si es necesario, en cada cierre
de balance anual.
2.7 Costos por intereses
Los costos por intereses incurridos por la construcción de la
Unidad 4 se capitalizan durante el período de tiempo que es
necesario para completar y preparar el activo para el uso que
se pretende.
Otros costos por intereses se registran en resultados (gastos).
2.8 Pérdidas por deterioro de valor de los activos no
financieros
Los activos que tienen una vida útil indefinida, por ejemplo,
los terrenos, no están sujetos a amortización y se someten
anualmente a pruebas de pérdidas por deterioro del valor.
Los activos sujetos a amortización se someten a pruebas de
pérdidas por deterioro siempre que algún suceso o cambio en
las circunstancias indique que el importe en libros puede no ser
recuperable. Se reconoce una pérdida por deterioro por el exceso
del importe en libros del activo sobre su importe recuperable. El
importe recuperable es el valor razonable de un activo menos
los costos para la venta o el valor de uso, el mayor de los dos. A
efectos de evaluar las pérdidas por deterioro del valor, los activos
se agrupan al nivel más bajo para el que hay flujos de efectivo
identificables por separado (unidades generadoras de efectivo).
Los activos no financieros, distintos del goodwill, que hubieran
sufrido una pérdida por deterioro se someten a revisiones a cada
fecha de balance por si se hubieran producido reversiones de
la pérdida.
2.9 Activos financieros
La Sociedad clasifica sus activos financieros en las siguientes
categorías: a valor razonable con cambios en resultados,
préstamos y cuentas por cobrar, activos financieros mantenidos
hasta su vencimiento y disponibles para la venta. La clasificación
depende del propósito con el que se adquirieron los activos
financieros. La administración determina la clasificación de
sus activos financieros en el momento de reconocimiento
inicial. Los instrumentos financieros se registran en la fecha de
negociación.
2.10 Instrumentos financieros derivados y actividades
de cobertura
2.6 Activos intangibles
Los valores intangibles corresponden a servidumbres de paso
por el trazado de líneas de transmisión de la Sociedad Matriz.
Se reconocen por su costo de adquisición y se amortizan
linealmente sobre la base de su vida útil estimada.
Los derivados se reconocen inicialmente al valor razonable en
la fecha en que se ha efectuado el contrato de derivados y
posteriormente se vuelven a valorar a su valor razonable. El método
para reconocer la pérdida o ganancia resultante depende de si
el derivado se ha designado como un instrumento de cobertura
y, si es así, de la naturaleza de la partida que está cubriendo.
66
La Sociedad designa determinados derivados como coberturas
de un riesgo concreto asociado a un pasivo reconocido o a una
transacción prevista altamente probable (cobertura de flujos de
efectivo).
resultados dentro del rubro de “costo de venta”. Cuando una
cuenta a cobrar se castiga, se regulariza contra la cuenta de
provisión para las cuentas a cobrar.
2.13 Efectivo y equivalentes al efectivo
La Sociedad documenta al inicio de la transacción la relación
existente entre los instrumentos de cobertura y las partidas
cubiertas, así como sus objetivos para la gestión del riesgo y la
estrategia para llevar a cabo diversas operaciones de cobertura.
La Sociedad también documenta su evaluación, tanto al inicio
como sobre una base continua, de si los derivados que se utilizan
en las transacciones de cobertura son altamente efectivos para
compensar los cambios en el valor razonable o en los flujos de
efectivo de las partidas cubiertas.
El valor razonable de varios instrumentos derivados utilizados a
efectos de cobertura se muestra en la Nota 4. Los movimientos
en la reserva de cobertura dentro de los fondos propios se
muestran en la Nota 26. El valor razonable total de los derivados
de cobertura se clasifica como un activo o pasivo no corriente
si el vencimiento restante de la partida cubierta es superior a
12 meses y como un activo o pasivo corriente si el vencimiento
restante de la partida cubierta es inferior a 12 meses. Los
derivados negociables se clasifican como un activo o pasivo
corriente.
El efectivo y equivalentes al efectivo incluyen el efectivo en caja,
los depósitos a plazo en entidades de crédito, otras inversiones
a corto plazo de gran liquidez con un vencimiento original de tres
meses o menos y los sobregiros bancarios. En el balance de
situación, los sobregiros bancarios se clasifican como pasivos
financieros en el pasivo corriente.
2.14 Capital emitido
Las acciones ordinarias y sus incrementos se clasifican como
patrimonio neto.
2.15 Acreedores comerciales
Los proveedores se reconocen inicialmente a su valor razonable
y posteriormente se valoran por su costo amortizado utilizando el
método de tasa de interés efectivo.
2.16 Préstamos que devengan intereses y que no
generan intereses
2.11 Existencias
Se encuentran valorizadas al costo de adquisición expresado en
dólares estadounidenses. El costeo se determina por el método
del costo promedio ponderado. La Sociedad no ha realizado
provisión de obsolescencia por la alta rotación de inventario.
2.12 Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar
Las cuentas comerciales a cobrar se reconocen inicialmente por
su valor razonable y posteriormente por su costo amortizado de
acuerdo con el método de tasa de interés efectivo, menos la
provisión por pérdidas por deterioro del valor. Se establece una
provisión para pérdidas por deterioro de cuentas comerciales
a cobrar cuando existe evidencia objetiva de que la Sociedad
no será capaz de cobrar todos los importes que se le adeudan
de acuerdo con los términos originales de las cuentas por
cobrar. La existencia de dificultades financieras significativas
por parte del deudor, la probabilidad de que el deudor entre
en quiebra o reorganización financiera y la falta o mora en los
pagos se consideran indicadores de que la cuenta a cobrar se
ha deteriorado. El importe de la provisión es la diferencia entre el
importe en libros del activo y el valor actual de los flujos futuros
de efectivo estimados, descontados a la tasa de interés efectivo.
El importe en libros del activo se reduce a medida que se utiliza
la cuenta de provisión y la pérdida se reconoce en el estado de
Los pasivos financieros se reconocen, inicialmente, por su valor
razonable, netos de los costos en que se haya incurrido en la
transacción. Posteriormente, los pasivos financieros se valorizan
por su costo amortizado; cualquier diferencia entre los fondos
obtenidos (netos de los costos necesarios para su obtención) y
el valor de reembolso, se reconoce en el estado de resultados
durante la vida de la deuda de acuerdo con el método de tasa
de interés efectivo.
Los pasivos financieros se clasifican como pasivos corrientes a
menos que la Sociedad tenga un derecho incondicional a diferir
su liquidación durante al menos 12 meses después de la fecha
del balance.
2.17 Impuesto a las ganancias e impuestos diferidos
Los impuestos diferidos se calculan, de acuerdo con el método
de pasivo, sobre las diferencias temporarias que surgen entre las
bases fiscales de los activos y pasivos y sus importes en libros
en las cuentas anuales consolidadas. El impuesto diferido se
determina usando las tasas de impuesto (y leyes) aprobadas o
a punto de aprobarse en la fecha del balance y que se espera
aplicar cuando el correspondiente activo por impuesto diferido
se realice o el pasivo por impuesto diferido se liquide.
67
Los activos por impuestos diferidos se reconocen en la medida
en que es probable que vaya a disponerse de beneficios
fiscales futuros con los que poder compensar las diferencias
temporarias.
Se reconocen impuestos diferidos sobre las diferencias
temporarias que surgen de inversiones en la filial, excepto en
aquellos casos en que la sociedad pueda controlar la fecha en
que se revertirán las diferencias temporarias y sea probable que
éstas no se vayan a revertir en un futuro previsible.
con mezclas de carbón y coque de petróleo, ha debido cumplir
con requisitos exigidos por la autoridad tales como elaboración
de estudios de impacto ambiental, instalación de estaciones de
monitoreo para la medición de calidad del aire, instalación de
equipos a entidades gubernamentales e instalación de sistemas
de medición de emisiones de gases en sus chimeneas.
Los desembolsos por monitoreo ambiental se han llevado a
gasto en el ejercicio que se han incurrido.
2.23 Estimaciones y juicios contables
2.18 Beneficios a los empleados
La Sociedad considera beneficios para los empleados el pago
de aguinaldos, bonos y vacaciones del personal, los cuales son
incluidos en los pasivos corrientes. No hay beneficios de largo
plazo.
2.19 Provisiones
Las provisiones de la Sociedad a la fecha de los estados
financieros corresponden principalmente a costos del negocio
eléctrico cuyos montos y fecha de cancelación son inciertos, se
reconocen como provisiones por el valor actual con la información
del monto más probable que desembolsaría la Sociedad para
cancelar la obligación.
2.20 Reconocimiento de ingresos y gastos
Los ingresos ordinarios incluyen el valor razonable de las
contraprestaciones recibidas o a recibir por la venta de bienes y
servicios en el curso ordinario de las actividades de la Sociedad.
Los ingresos ordinarios se presentan netos del impuesto sobre
el valor agregado, devoluciones, rebajas y descuentos.
En la preparación de los estados financieros consolidados
se utilizan determinadas estimaciones, basadas en la mejor
información disponible al cierre de cada ejercicio, para cuantificar
las valorizaciones de determinados activos, pasivos, ingresos y
gastos, los que se podrían ver afectados de manera significativa
en los próximos ejercicios, en cuyo caso los efectos del cambio
de estimación serán reconocidos en los estados financieros
futuros.
Las principales estimaciones están referidas a:
-
-
-
-
Vida útil de propiedades, planta y equipos.
Hipótesis utilizadas en la determinación del valor razonable
de los instrumentos financieros.
Provisión de ingresos y costos por venta y compra de
energía, potencia y por uso de sistemas de transmisión
suministrados y no facturados.
Provisión de resultados fiscales que se declararán en el futuro
y que se han determinado en los presentes estados
financieros.
NOTA 3. TRANSICIÓN A LAS NIIF
La Sociedad reconoce los ingresos cuando el importe de los
mismos se puede valorar con fiabilidad, los ingresos y gastos se
imputan en función del criterio del devengo.
3.1 Base de la transición a las NIIF
Los ingresos por intereses se reconocen usando el método de
tasa de interés efectivo.
Los estados financieros consolidados de Empresa Eléctrica
Guacolda S.A. por el ejercicio terminado el 31 de diciembre
de 2009 forman parte de los primeros estados financieros
consolidados de acuerdo con Normas Internacionales de
Información Financiera (NIIF). La Sociedad ha aplicado la NIIF 1
al preparar sus estados financieros consolidados.
2.21 Distribución de dividendos
La Sociedad no establece una provisión para el pago de
dividendos al cierre de cada ejercicio ya que existe un acuerdo
de los socios para no pagar dividendos.
2.22 Medio ambiente
Empresa Eléctrica Guacolda S.A., para dar cumplimiento a la
normativa medio ambiental para la generación de energía eléctrica
3.1.1 Aplicación de NIIF 1
La fecha de transición de Empresa Eléctrica Guacolda S.A. es
el 1 de enero de 2008. La Sociedad ha preparado su balance
de apertura bajo NIIF a dicha fecha. La fecha de adopción de
las NIIF por Empresa Eléctrica Guacolda S.A. es el 1 de enero
de 2009.
68
b) Reserva de conversión
De acuerdo a la NIIF 1, para elaborar los estados financieros
consolidados antes mencionados, se han aplicado todas las
excepciones obligatorias y algunas de las exenciones optativas
a la aplicación retroactiva de las NIIF.
La Sociedad ha elegido no mantener la reserva de conversión
surgidas con anterioridad al 1 de enero de 2008.
3.1.2 Exenciones a la aplicación retroactiva elegidas
por la Sociedad
3.2 Conciliación entre NIIF y Principios contables
chilenos
a) Valor razonable o revalorización como costo atribuible
Las conciliaciones presentadas a continuación muestran la
cuantificación del impacto de la transición a las NIIF en Empresa
Eléctrica Guacolda S.A. y filial. La conciliación proporciona el
impacto de la transición con los siguientes detalles:
La Sociedad ha elegido revalorizar ciertos ítems de Propiedades,
planta y equipos a la fecha de transición de 1 de enero de 2008.
3.2.1 Conciliación del patrimonio neto consolidado
Nota
Al 1 de enero de
2008
MUS$
Al 31 de diciembre de
2008
MUS$
Total patrimonio neto según principios
contables chilenos
Ajuste a Propiedades, planta y equipos
(a)
Ajuste de conversión acumulados
Ajuste de gastos diferidos y otros
activos intangibles
(b)
Ajuste de instrumentos financieros (derivados)
(c)
Ajuste por depreciación retasación técnica y otros
(a)
Ajuste de impuestos diferidos (d)
296.177
113.996
-
374.384
113.996
(2)
(18.782)
(13.860)
-
(24.542)
(17.772)
(93.160)
(4.900)
(13.526)
Total patrimonio neto bajo NIIF
352.989
359.020
Conceptos de explicación de los efectos de transición a
NIIF
Se detallan a continuación las explicaciones de los diferentes
conceptos enumerados en la conciliación incluida en el punto
anterior.
a) La Sociedad decidió efectuar al 1 de enero de 2008 la
retasación de Propiedades, plantas y equipos para dejar
expresado sus activos fijos al valor de mercado, incluyendo el
ajuste por depreciación desde el 01 de enero al 31 de diciembre
de 2008, considerando que a esa fecha se encontraban a plena
construcción dos Unidades de similares características a las
existentes.
b) La Sociedad registró en resultados gastos diferidos asociados
a deudas refinanciadas con anterioridad al 1 de enero de 2008 y
que se encontraban activados.
c) Bajo principios de contabilidad generalmente aceptados en
Chile, la Sociedad controlaba los Swap de tasa asociados al
financiamiento en cuentas de activos y pasivos, cambiando de
criterios por efecto de las nuevas normas NIIF.
d) Corresponde a los impuestos diferidos originados por los
ajustes anteriores y por eliminación de cuentas complementarias
de impuestos diferidos bajo las nuevas normas NIIF.
69
3.2.2
Conciliación del resultado neto para el ejercicio terminado al:
Nota
Al 31 de diciembre de
2008
MUS$
Ganancia del ejercicio según principios contables chilenos
Ajuste por depreciación
(a)
Ajuste de instrumentos financieros
(b)
Ajuste de gastos diferidos y otros activos intangibles
(c)
Ajustes de impuestos
(d)
Otros
26.208
(4.896)
(4.217)
1.011
(1.753)
(3)
Ganancia del ejercicio según NIIIF
16.350
Conceptos de explicación de los efectos de transición a NIIF
a) Riesgo de mercado
Se detallan a continuación las explicaciones de los diferentes
conceptos enumerados en la conciliación incluida en el punto
anterior.
i) Riesgo de tipo de cambio
a) Corresponde al efecto de la depreciación por retasación
de propiedades, planta y equipos efectuada al 1 de enero de
2008.
b) Corresponde a la inefectividad de contratos swap de tasa.
c) Corresponde al ajuste en resultado de los gastos diferidos
asociados a deudas refinanciadas ajustados al 1 de enero de
2008.
d) Corresponde a efectos de impuestos diferidos recalculados
sobre retasación técnica de propiedades, planta y equipos y
sobre gastos diferidos ajustados al 1 de enero de 2008.
NOTA 4. GESTIÓN DEL RIESGO FINANCIERO
4.1 Factores de riesgo financiero
La Sociedad tiene diversos riesgos financieros: riesgo de
mercado (incluyendo riesgo de tipo de cambio, riesgo de tasa de
interés y riesgo de precios), riesgo de crédito y riesgo de liquidez.
La Sociedad utiliza diferentes derivados para cubrir su riesgo.
El valor nominal de las cuentas por cobrar, cuentas por pagar y
préstamos es una buena aproximación al valor justo de ellos.
La Sociedad tiene su contabilidad en dólares estadounidenses,
pero con algunos activos y pasivos en pesos y unidades de
fomento, por lo que se pueden producir descalces, capaces
de impactar en los resultados al transformar éstos en dólares
estadounidenses. Se busca mantener un equilibrio de los activos
y pasivos, que no sean dólares estadounidenses, para minimizar
estos riesgos, existiendo además para ello vigente un swap de
moneda que cubre los activos en unidades de fomento.
Los ingresos de los contratos y los costos de la compañía están
expresados en dólares estadounidenses, por lo que los riesgos
del tipo de cambio se minimizan fuertemente.
Por otra parte, al fijarse las ventas a los clientes regulados en
dólares estadounidenses de acuerdo a la fijación del precio
nudo, como el dólar queda fijo al tipo de cambio promedio del
mes de la fijación, la Sociedad tiene la política de comprar a
futuro una parte de los ingresos en dólares, utilizando para ello
contratos forward.
ii) Riesgo de tasa de interés de los flujos de efectivo y del
valor razonable
La deuda de largo plazo está expresada en tasa Libor de tres
meses más un spread; el 100% de ella tiene coberturas a tasa fija
(derivados contratados) por lo que no existe un riesgo asociado a
alzas de la tasa Libor en el largo plazo.
70
iii) Riesgo de precio
c) Riesgo de liquidez
La variación que tengan los precios que enfrenta la Sociedad
representa el riesgo propio del negocio en que está inserta, pero
además parte de los clientes tienen precios fijos por contratos.
Además, parte de los costos (compra de energía) se mueve con
la variación de precio, con lo que los efectos de este riesgo se
encuentran muy acotados.
La Sociedad con su generación de efectivo, tiene la suficiente
liquidez para el pago de sus compromisos financieros y con
sus proveedores, principalmente para los pagos de carbón.
Adicionalmente, los flujos para la construcción del proyecto de la
Unidad 4 están financiados con los créditos bancarios contraídos
y aportes de los accionistas. Además, mantiene líneas de crédito
vigentes con diferentes Bancos a objeto de ser utilizadas, en
caso de ser necesario, por un monto de MUS$ 147.000.
b) Riesgo de crédito
Los flujos principales de la Sociedad son sus ingresos por
ventas de energía y potencia a empresas mineras de reconocido
prestigio y distribuidoras con una amplia base de clientes, por lo
que no representan un riesgo relevante para la operación de la
Sociedad. No obstante lo anterior, se realiza periódicamente una
revisión de la situación financiera de los principales clientes.
Al 31 de diciembre de 2009
Préstamos que devengan intereses
Otros pasivos financieros
Acreedores comerciales y otras
cuentas por pagar
Pasivos de cobertura
Al 31 de diciembre de 2008
Préstamos que devengan intereses
Préstamos que no generan intereses
Otros pasivos financieros
Acreedores comerciales y otras
cuentas por pagar
Pasivos de cobertura La tabla que se muestra a continuación presenta un análisis
de los pasivos financieros de la Sociedad agrupados por
vencimientos de acuerdo con los plazos pendientes a la fecha
del balance hasta la fecha de vencimiento estipulada en los
contratos respectivos.
Hasta 1 mes
MUS$
De 1 a 3 meses
MUS$
De 3 a 12 meses
MUS$
De 1 a 5 años
MUS$
De 5 años o más
MUS$
8.428
-
6.340
-
14.419
5.288
269.435
13.157
409.921
-
15.380
-
-
2.431
-
3.378
-
20.293
30.346
15.654
-
1.340
20.369
-
-
27.927
15.095
1.339
211.233
-
10.102
553.419
-
12.680
-
-
-
-
16.711
-
22.263
58.340
4.2 Gestión del riesgo del capital
Los objetivos de la Sociedad en relación con la gestión del capital son el salvaguardar la capacidad de la misma para continuar
como empresa en funcionamiento, procurando un rendimiento
adecuado para los accionistas así como beneficios para otros
tenedores de instrumentos de patrimonio neto, y mantener una
estructura óptima de capital reduciendo el costo del mismo.
El aumento en el índice de apalancamiento en el año 2009 se
debe principalmente a la emisión de deuda, a objeto de financiar
la construcción de las Unidades 3 y 4.
4.3. Estimación del valor justo
Al 31 de diciembre de 2009 la Sociedad mantenía instrumentos
financieros que deben ser registrados a su valor justo. Estos incluyen:
i) Contratos de instrumentos derivados de tasas de interés, y
ii) Contratos derivados de moneda.
La Sociedad ha clasificado la medición de valor justo utilizando
una jerarquía que refleja el nivel de información utilizada en la
valoración. Esta jerarquía se compone de 3 niveles (I) valor justo
basado en cotización en mercados activos para una clase de
activo o pasivo similar, (II) valor justo basado en técnicas de valoración que utilizan información de precios de mercado o derivados del precio de mercado de instrumentos financieros similares,
y (III) valor justo basado en modelos de valoración que no utilizan
información de mercado.
71
El siguiente cuadro muestra la clasificación de los instrumentos financieros a valor justo al 31 de diciembre de 2009 según el nivel de
información utilizada en la valoración:
Descripción
Valor justo
al 31 de diciembre de
2009
MUS$
Pasivos
Valor justo swaps de tasa de interés
Valor justo swap de moneda
Valor justo forwards de moneda
53.070
18.445
3.378
Mediciones de valor justo
usando valores considerados como
Nivel I
Nivel II
Nivel III
MUS$
MUS$
MUS$
-
-
-
53.070
18.445
3.378
-
NOTA 5. INFORMACIÓN FINANCIERA POR
SEGMENTOS
del CDEC-SIC a costo marginal) que alcanza al 4% de las ventas
anuales.
Respecto de Empresa Eléctrica Guacolda S.A., en el ámbito de su
actividad principal, su negocio está constituido por la generación
de energía eléctrica que proporciona a clientes regulados (venta
a precio nudo fijado semestralmente por la autoridad) cuya venta
alcanza al 45% de las ventas anuales; clientes libres (venta a
precios fijados entre las partes) cuya venta alcanza al 51% de las
ventas anuales y ventas al mercado spot (venta entre integrantes
En este sentido, la Sociedad establece un solo segmento de
negocio, la generación eléctrica, servicio que proporciona dentro
del mercado nacional. Por lo tanto, la información requerida
por la NIIF 8 (párrafo 23) es completamente coincidente con el
Estado de Situación Financiera y con el Estado de Resultado
Integrales presentados por la Sociedad.
NOTA 6. EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO
Al 31 de diciembre de
2009
2008
MUS$
MUS$
Saldos en bancos
Depósitos
Otro efectivo y equivalentes de efectivo
Total
Al 1 de enero
de 2008
MUS$
1.657
4.086
7.356
517
52.804
2.484
552
3
17.969
13.099
55.805
18.524
No existen diferencias entre el efectivo y equivalentes de efectivo presentado en el estado de situación y el presentado en el estado de
flujo de efectivo.
Apertura del efectivo y equivalente por moneda
Moneda
Al 31 de diciembre de
2009
2008
MUS$
MUS$
Al 1 de enero
de 2008
MUS$
Saldos en bancos
Saldos en bancos
Depósitos
Otro efectivo y equivalentes de efectivo
Otro efectivo y equivalentes de efectivo
Dólar
Peso
Dólar
Dólar
Peso
58
1.599
4.086
-
7.356
77
440
52.804
-
2.484
241
311
3
11.706
6.263
Total
13.099
55.805
18.524
72
NOTA 7. INSTRUMENTOS FINANCIEROS
7.a) Instrumentos financieros por categoría
Las políticas contables relativas a instrumentos financieros se han aplicado a los capítulos que se detallan a continuación:
Préstamos y
Activos de
Al 31 de diciembre de 2009
cuentas por cobrar
cobertura
MUS$
MUS$
Activos en balance
Otros activos
Activos financieros a valor
razonable con cambio en resultado
Deudores comerciales y cuentas
a cobrar
Cuentas por cobrar a entidades
relacionadas
Efectivo y equivalentes al efectivo
Total
A valor razonable
con cambios en
resultados
MUS$
Total
MUS$
3.150
-
-
3.150
-
-
2
2
100.141
-
-
100.141
1.090
13.099
-
-
-
-
1.090
13.099
117.480
-
2
117.482
Pasivos de
Otros pasivos
cobertura
financieros
MUS$
MUS$
A valor razonable
con cambios en
resultado
MUS$
Total
MUS$
Pasivos en balance
Préstamos que devengan intereses
Acreedores comerciales y otras
cuentas por pagar Cuentas por pagar a entidades
relacionadas.
Otros pasivos financieros Pasivos de cobertura
Total
-
615.264
-
615.264
-
15.233
-
15.233
-
-
56.448
147
-
-
-
18.445
-
147
18.445
56.448
56.448
630.644
18.445
705.537
Préstamos y
Activos de
Al 31 de diciembre de 2008
cuentas por cobrar
cobertura
MUS$
MUS$
A valor razonable
con cambios en
resultados
MUS$
Total
MUS$
Otros activos
Activos financieros a valor
razonable con cambio en resultado
Deudores comerciales y cuentas
a cobrar
Cuentas por cobrar a entidades
relacionadas
Activos de cobertura
Efectivo y equivalentes al efectivo
Total
11.611
-
-
11.611
-
-
2
2
78.918
-
-
78.918
61
-
55.805
-
4.154
-
-
-
-
61
4.154
55.805
146.395
4.154
2
150.551
73
Pasivos de
Otros pasivos
cobertura
financieros
MUS$
MUS$
Pasivos en balance
Préstamos que devengan intereses
Préstamos que no generan intereses
Acreedores comerciales y otras
cuentas por pagar Cuentas por pagar a entidades
relacionadas
Otros pasivos financieros
Pasivos de cobertura
Total
A valor razonable
con cambios en
resultado
MUS$
Total
MUS$
-
-
573.649
15.095
-
-
573.649
15.095
-
12.410
-
12.410
-
-
97.314
270
-
-
-
12.781
-
270
12.781
97.314
97.314
601.424
12.781
711.519
Préstamos y
Activos de
Al 1 de enero de 2008
cuentas por cobrar
cobertura
MUS$
MUS$
A valor razonable
con cambios en
resultados
MUS$
Total
MUS$
Activos en balance
Otros activos
Activos financieros a valor
razonable con cambios en resultado
Deudores comerciales y cuentas
a cobrar
Cuentas por cobrar a entidades
relacionadas
Activos de cobertura
Efectivo y equivalentes al efectivo
Total
26.698
-
-
26.698
-
-
2
2
48.661
-
-
48.661
177
-
18.524
-
-
-
-
-
-
177
18.524
94.060
-
2
94.062
Pasivos de
Otros pasivos
cobertura
financieros
MUS$
MUS$
A valor razonable
con cambios en
resultado
MUS$
Total
MUS$
Pasivos en balance
Préstamos que devengan intereses
Préstamos que no generan intereses
Acreedores comerciales y otras
cuentas por pagar
Cuentas por pagar a entidades
relacionadas
Otros pasivos financieros
Pasivos de cobertura
Total
-
-
272.722
-
-
-
272.722
-
-
12.828
-
12.828
-
-
13.860
603
-
-
-
22.518
-
603
22.518
13.860
13.860
286.153
22.518
322.531
7.b) Calidad crediticia de activos financieros
De acuerdo a la calidad crediticia de los clientes (filiales de multinacionales mineras, empresas filiales del Estado y distribuidoras eléctricas con importantes bases de clientes) sus pagos son oportunos y no se visualizan atrasos o riesgos crediticios en ellas. Además, son
clientes con un largo historial en la Sociedad, caracterizado por el cumplimiento oportuno de sus pagos.
74
NOTA 8. DEUDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS POR COBRAR
Al 31 de diciembre de
2009
2008
MUS$
MUS$
Deudores comerciales
Deudores comerciales
Otras cuentas por cobrar Menos: Provisión por deterioro
de cuentas a cobrar Al 1 de enero de
2008
MUS$
97.884
2.257
78.718
200
48.521
162
-
-
(22)
Total
Menos: Parte no corriente
100.141
(15.551)
78.918
(6.352)
48.661
-
84.590
72.566
48.661
Total Corriente
La Sociedad no tiene provisión por pérdidas de deterioro sobre sus cuentas de Deudores comerciales corrientes y no corrientes al 31 de
diciembre de 2009 y 2008. La Sociedad evalúa periódicamente la situación de sus deudores con el propósito de verificar la existencia
de Deterioro.
La exposición máxima de riesgo de crédito corresponde al saldo completo por cobrar ya que no existen garantías recibidas para asegurar
el pago.
El valor razonable de deudas comerciales y otras cuentas por cobrar no difieren, significativamente, de su valor en libros.
Apertura de Deudores comerciales por moneda:
Al 31 de diciembre de
2009
2008
MUS$
MUS$
Deudores comerciales corrientes y no corrientes
Pesos
Dólares
Total
Al 1 de enero de
2008
MUS$
98.312
1.829
78.811
107
48.637
24
100.141
78.918
48.661
NOTA 9. CUENTAS POR COBRAR A ENTIDADES RELACIONADAS
Las transacciones entre las entidades relacionadas corresponden a operaciones normales del negocio, realizado de acuerdo con
normas legales, en condiciones de equidad y a precios de mercado.
Los saldos de cuentas por cobrar con sociedades relacionadas de origen chileno no consolidables, corresponden a operaciones del
giro y servicios varios con vencimiento a menos de 90 días y sin reajustabilidad. Su detalle es el siguiente:
Corriente
RUT
Sociedad
Descripción
Plazo
Naturaleza
Moneda
94.272.000-9 99.520.000-7
80.992.000-3
96.717.620-6
Aes Gener S.A. Copec S.A. Ultramar A.G. Sociedad Eléctrica
Santiago S.A.
Al 31 de
Al 1 de
diciembre de
enero de
2009
2008
2008
MUS$
MUS$
MUS$
Venta Energía Menos 90 días
Muellaje
Menos 90 días Muellaje Menos 90 días
Accionista
Indirecta
Indirecta
CLP
CLP
CLP
1.083
-
-
15
18
28
157
7
13
Transmisión
Indirecta
CLP
7
-
-
Totales
1.090
61
177
Menos 90 días
No Corriente
No existen operaciones no corrientes con entidades relacionadas.
75
NOTA 10. EXISTENCIAS
Al 31 de diciembre de
2009
2008
MUS$
MUS$
Al 1 de enero de
2008
MUS$
Materias Primas
Suministros para la producción
18.040
4.973
14.883
4.756
10.967
2.600
23.013
19.639
13.567
Total
El costo de existencias reconocido como gasto asciende a la suma de MUS$ 95.059 al 31 de diciembre de 2009 (MUS$ 70.599 al 31
de diciembre de 2008).
Las existencias se valorizan a su costo por su alta rotación ya que se ocupan en el proceso productivo en la generación de electricidad,
que se considera un servicio. No se han constituido prendas ni es objeto de garantía alguna la existencia que se muestra en los estados
financieros de la Compañía.
NOTA 11. PAGOS ANTICIPADOS
Los pagos anticipados se detallan a continuación:
2009
MUS$
Al 31 de diciembre de
2008
MUS$
Al 1 de enero de
2008
MUS$
Corriente
Seguros pagados por anticipado
Otros pagos anticipados
712
138
562
-
1.030
64
850
562
1.094
76
-
-
Total
No Corriente
Otros pagos anticipados
NOTA 12. CUENTAS POR COBRAR POR IMPUESTOS
Las cuentas por cobrar por impuestos, se detallan a continuación:
2009
MUS$
Al 31 de diciembre de
2008
MUS$
Al 1 de enero de
2008
MUS$
Impuesto por recuperar IVA
Impuesto Unico Art. 21
Impuesto por recuperar IVA CTNC
29.438
-
1.457
39.623
(53)
914
1.203
(61)
1.220
30.895
40.484
2.362
Total
76
NOTA 13. OTROS ACTIVOS
Los otros activos, se detallan a continuación:
Corriente
Depósito en reserva y uso de fondos (1) No Corriente
Inversión en el CDEC-SIC
2009
MUS$
Al 31 de diciembre de
2008
MUS$
Al 1 de enero de
2008
MUS$
3.150
11.611
26.698
211
211
269
(1) Corresponde a la provisión de fondos para el pago de capital de la deuda con el Calyon N.Y. Branch y el uso de fondos para la construcción de la Unidad 4.
NOTA 14. ACTIVOS INTANGIBLES
La apertura del Activo intangible es la siguiente:
2009
MUS$
Al 31 de diciembre de
2008
MUS$
Al 1 de enero de
2008
MUS$
1.232
(281)
1.064
(224)
757
(187)
951
840
570
Al 31 de diciembre de 2009
Patentes,
marcas registradas
otros derechos neto
MUS$
Movimientos en activos intangibles identificables
Saldo inicial al 1 de enero de 2009
Adiciones
Amortización
840
168
(57)
Saldo final al 31 de diciembre de 2009
951
Al 31 de diciembre de 2008
Patentes,
marcas registradas
otros derechos neto
MUS$
Saldo inicial al 1 de enero de 2008
Adiciones
Amortización
570
307
(37)
840
Activo intangible identificable
Patentes, marcas registradas y otros
derechos, bruto
Amortización
Total activo intangible
El detalle y movimiento de las principales clases de activos intangibles, se muestran a continuación:
Saldo final al 31 de diciembre de 2008
77
Los desembolsos por activos intangibles corresponden a pagos por Servidumbres y derechos de paso, por líneas de transmisión de la
Sociedad Matriz.
Método utilizado para la depreciación de Intangibles (Vida);
Vida o tasa para
Intangibles
Vida útil
mínima (años)
Vida útil
máxima (años)
20
20
NOTA 15. PROPIEDADES, PLANTAS Y EQUIPOS
Clases de propiedades, plantas y equipos, por clases
Clases de propiedades, plantas y equipos, neto
Construcción en curso, neto
Terrenos, neto
Edificios, neto
Plantas y Equipos, neto
Equipamientos de tecnologías de
información, neto
Instalaciones fijas y accesorios, neto
Vehículos de motor, neto
Otras Propiedades, plantas y equipos, neto
Propiedades, plantas y equipos, neto
Clases de propiedades, plantas y equipos, bruto
Construcción en curso, bruto
Terrenos, bruto
Edificios, bruto
Plantas y equipos, bruto
Equipamientos de tecnologías de información, bruto
Instalaciones fijas y accesorios, bruto
Vehículos de motor, bruto
Otras propiedades, plantas y equipos, bruto
Propiedades, plantas y equipos, bruto
Al 31 de diciembre de
2009
MUS$
2008
MUS$
316.884
5.193
148.002
596.045
452.326
5.193
87.409
344.243
1.324
80
65
11.425
1.411
99
96
10.019
1.079.018
900.796
Al 31 de diciembre de
2009
MUS$
2008
MUS$
316.884
5.193
185.672
775.640
5.515
455
88
16.478
452.326
5.193
121.311
504.601
5.514
450
122
14.402
1.305.925
1.103.919
78
Al 31 de diciembre de
2009
MUS$
2008
MUS$
Clases de depreciación acumulada y deterioro
del valor propiedades, planta y equipo
Depreciación acumulada y deterioro de valor, edificios
(37.670)
Depreciación acumulada y deterioro de valor, planta y equipo
(179.595)
Depreciación acumulada y deterioro de valor,
equipo de tecnología de la información
(4.191)
Depreciación acumulada y deterioro de valor,
instalaciones fijas y accesorios
(375)
Depreciación acumulada y deterioro de valor, vehículos de motor
(23)
Depreciación acumulada y deterioro
Otras propiedades, plantas y equipos, bruto
(5.053)
Propiedades, plantas y equipos, total
(33.902)
(160.358)
(4.103)
(351)
(26)
(4.383)
(226.907)
(203.123)
El detalle y los movimientos de las distintas categorías del activo fijo se muestran en la tabla siguiente:
Al 31 de diciembre de 2009 Equipamiento de
Plantas y
tecnologías
Construcción
Edificios,
equipos
de la
en curso
Terrenos
neto
neto
información
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
MUS$
Saldo inicial al 1
de enero de 2009
Adiciones
Retiros
Otros (activación
obras en curso)
Gastos por depreciación
Saldo final al 31
de diciembre de 2009
Instalaciones
fijas y Vehículos
accesorios
de motor
neto
neto
MUS$
MUS$
Otras
propiedades
plantas y
equipos, neto
MUS$
Propiedades
plantas y
equipos ,neto
MUS$
452.326
192.428
-
5.193
-
-
87.409
22
(27)
344.243
7.535
-
1.411
1
-
99
5
-
96
-
(34)
10.019
2.076
-
900.796
202.067
(61)
(327.870)
-
-
-
64.366
(3.768)
263.504
(19.237)
-
(88)
-
(24)
-
3
-
(670)
(23.784)
316.884
5.193
148.002
596.045
1.324
80
65
11.425
1.079.018
146.079
307.143
-
-
5.193
-
-
-
90.579
-
-
(3.170)
360.062
395
(5)
(16.209)
1.223
272
-
(84)
122
6
-
(29)
85
26
-
(15)
9.800
1.655
(953)
(483)
613.143
309.497
(958)
(19.990)
(896)
-
-
-
-
-
-
-
(896)
452.326
5.193
87.409
344.243
1.411
99
96
10.019
900.796
Al 31 de diciembre de 2008
Saldo inicial al 1
de enero de 2008
Adiciones
Retiros
Gastos por depreciación
Otros incrementos (disminución)
Saldo final al 31
de diciembre de 2008
79
El saldo incluido bajo el rubro Propiedades, plantas y equipos
corresponden a los bienes que fueron aportados según escrituras
públicas de aportes de capital del 30 de junio de 1992 y 30
de octubre de 1992 por CAP S.A., fundamentalmente Muelle
Guacolda y su concesión marítima, por las obras terminadas de
la Unidad 1 y Unidad 2 de la Central Termoeléctrica Guacolda
e Inversiones de Capital activadas en los períodos siguientes.
También se incluye la adquisición a la sociedad relacionada AES
Gener S.A. del piso 16 del edificio Las Américas, ubicado en
Miraflores 222 Santiago, según consta en escritura pública del
27 de enero de 1999 firmada ante el Notario Público de Santiago
don Patricio Raby Benavente.
Actualmente, dentro del rubro de Construcción en Curso,
se encuentra la inversión para la construcción de la Unidad 4
de Central Guacolda, ubicada en Isla Guacolda, Huasco, en
la III Región. Dentro de este monto se encuentran activados
los gastos financieros del crédito del Banco Calyon New York
Branch. Al 31 de diciembre de 2009, se activaron MU$ 17.861
(MU$ 16.081 al 31 de diciembre de 2008).
El cargo por depreciación correspondiente al 31 de diciembre de
2009 asciende a MUS$ 23.784 (MUS$ 19.990 al 31 de diciembre
de 2008), y se registra en el rubro costos de la explotación.
Propiedades, plantas y equipos entregados como garantía
Como consecuencia del financiamiento obtenido de la institución
bancaria Calyon New York Branch, para la construcción de las
Unidades 3 y 4, se encuentran en prenda industrial los bienes
que forman parte de la Central Termoeléctrica Guacolda,
construida en el inmueble ubicado en Punta Guacolda, comuna
de Huasco, y que se encuentran debidamente individualizados
en la escritura pública de fecha 30 de octubre del año 2007,
otorgada en la Notaría de Santiago de don Raúl Perry Pefaur.
También existe una hipoteca de primer grado y prohibición sobre
la propiedad rústica ubicada en el lugar denominado Punta
Guacolda, comuna y provincia de Huasco.
Costos por intereses capitalizados propiedades, plantas y equipos
Al 31 de diciembre de
2009
2008
%
%
Tasa de capitalización de costos por intereses capitalizados
Costos por intereses capitalizados (MUS$)
4,9
17.861
4,9
16.081
NOTA 16. IMPUESTOS DIFERIDOS
A continuación se presentan los saldos de activos y pasivos por impuestos diferidos al 31 de diciembre de 2009 y al 31 de diciembre
de 2008.
2009
MUS$
Al 31 de diciembre de
2008
MUS$
Al 1 de enero de
2008
MUS$
Activos por impuestos diferidos
Provisiones
Contratos de swaps de tasa y forwards
Pérdidas fiscales
4.317
9.442
8.662
237
16.510
24.394
695
2.356
23.315
22.421
41.141
26.366
2009
MUS$
Al 31 de diciembre de
2008
MUS$
Al 1 de enero de
2008
MUS$
Pasivo por impuestos diferidos
Depreciaciones
Amortizaciones
71.298
2.020
70.936
3.476
67.050
684
Total pasivos por impuestos diferidos
73.318
74.412
67.734
Total neto por impuesto diferido
50.897
33.271
41.368
Total activos por impuestos diferidos
80
No se han constituido provisiones de valuación para los activos por impuestos diferidos ya que se estima que estos podrán ser utilizados
en el futuro.
Gasto (ingreso) por impuesto a las ganancias por partes corriente y diferida
Gasto por impuestos corrientes a las ganancias
Gasto por impuestos corrientes
Otro gasto por impuesto corriente
Al 31 de diciembre de
2009
2008
MUS$
MUS$
63
94
17
-
157
17
Gasto por impuestos diferido a las ganancias
Gasto diferido por impuestos relativos a la creación
y reversión de diferencias temporarias
11.147
4.727
Gasto por impuestos diferidos, neto
11.147
4.727
Gasto (ingreso) por impuestos a las ganancias
11.304
4.744
Gasto por impuestos corrientes, neto, total
Conciliación del gasto por impuestos utilizando la tasa legal con el gasto por impuestos utilizando la tasa efectiva
Al 31 de diciembre de
2009
2008
MUS$
MUS$
Gasto por impuestos utilizando la tasa legal
11.458
3.586
Efecto impositivo de gastos no deducibles impositivamente
Otros incrementos (disminuciones) en cargo por impuestos 576
(730)
209
949
(154)
1.158
11.304
4.744
Total ajustes al gasto por impuestos utilizando la tasa legal
Gasto por impuestos utilizando la tasa efectiva
Conciliación de la tasa impositiva legal con la tasa impositiva efectiva
Tasa impositiva legal
Efecto en tasa impositiva de gastos no deducibles
Otro incremento (decremento) en tasa impositiva legal
Total ajustes a la tasa impositiva legal
Tasa impositiva efectiva
Al 31 de diciembre de
2009
2008
%
%
17
17
1,00
(1,00)
1,00
4,00
-
5,00
17,00
22,00
81
NOTA 17. PRÉSTAMOS QUE DEVENGAN INTERESES Y PRÉSTAMOS QUE NO GENERAN INTERESES
Obligaciones con instituciones de crédito y títulos de deuda
2009
MUS$
Al 31 de diciembre de
2008
MUS$
Al 1 de enero de
2008
MUS$
Corriente
Préstamos con entidades de crédito
Préstamos recibidos que no generan intereses
29.187
-
65.294
15.095
20.132
-
29.187
80.389
20.132
No corriente
Préstamos con entidades de crédito
586.077
508.355
252.590
Subtotal no corriente
586.077
508.355
252.590
Total obligación con instituciones financieras
615.264
588.744
272.722
4,9%
4,9%
Subtotal corriente
Tasa de capitalización de costos por intereses capitalizados
Los préstamos con entidades de crédito vencen el 16 de octubre
de 2022, última cuota del crédito usado en el financiamiento de
la construcción de la Unidad 4 de Empresa Eléctrica Guacolda
S.A.
El total de Pasivos financieros incluye pasivos garantizados por
un importe de MUS$ 586.077 (2008 MUS$ 508.355) los que se
encuentran contabilizados en los pasivos no corrientes y MUS$
12.675 en pasivos corrientes que devengan intereses. Estos
préstamos con entidades de crédito están garantizados con
terrenos, edificios, plantas y equipos (Nota 15).
El siguiente cuadro es un análisis de liquidez de los préstamos que
devengan intereses al cierre de cada ejercicio. La clasificación
se basa en los vencimientos contractuales de dichos pasivos:
Al 31 de diciembre de
2009
2008
MUS$
MUS$
De 1 hasta 3 meses
Entre 3 y 12 meses
Entre 1 y 5 años
Más de 5 años
32.580
23.085
302.884
433.268
36.023
43.022
211.233
553.419
791.817
843.697
Total
El valor libro y los valores razonables de los pasivos financieros no corrientes son los siguientes:
Valor libro
Al 31 de diciembre de
2009
2008
MUS$
MUS$
Valor razonable
Al 31 de diciembre de
2009
2008
MUS$
MUS$
Préstamos con entidades de crédito
598.752
508.355
598.752
508.355
598.752
508.355
598.752
508.355
Total
Los valores razonables de los pasivos financieros corrientes equivalen a su importe en libros, dado que están a tasa variable.
82
El valor libro de los recursos ajenos a la Sociedad está distribuido en las siguientes monedas:
Al 31 de diciembre de
2009
2008
MUS$
MUS$
Pesos
Dólar US
-
615.264
30.147
558.597
615.264
588.744
Total
NOTA 18. OTROS PASIVOS FINANCIEROS
Los otros pasivos financieros corrientes y no corrientes está constituido por contratos swaps de moneda no registrados como de
cobertura.
2009
MUS$
Al 31 de diciembre de
2008
MUS$
Al 1 de enero de
2008
MUS$
Corriente
Otros pasivos financieros
5.288
2.679
1.789
No corriente
Otros pasivos financieros
13.157
10.102
20.729
NOTA 19. ACREEDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS POR PAGAR
Los acreedores comerciales y otras cuentas por pagar, se detallan a continuación:
2009
MUS$
Al 31 de diciembre de
2008
MUS$
Al 1 de enero de
2008
MUS$
Acreedores comerciales
Otras cuentas por pagar 14.727
506
12.386
24
12.643
185
15.233
12.410
12.828
Total
NOTA 20. CUENTAS POR PAGAR A ENTIDADES RELACIONADAS
Las transacciones entre las entidades relacionadas corresponden a operaciones normales del negocio, realizadas de acuerdo con
normas legales, en condiciones de equidad y a precios de mercado.
Los saldos de cuentas por pagar con sociedades relacionadas, de origen chileno, no consolidables corresponden a operaciones del
giro y servicios varios con vencimiento a menos de 90 días y sin reajustabilidad. Su detalle es el siguiente:
83
Corriente
Al 31 de
Al 1 de
diciembre de
enero de
RUT
Sociedad
Descripción
Plazo
Naturaleza
Moneda
2009
2008
2008
MUS$
MUS$
MUS$
94.272.000-9
99.520.000-7
80.992.000-3
88.056.400-5
Aes Gener S.A.
Copec S.A.
Ultramar A.G.
Servicio marítimo
y transporte
Compra Energía
Combustible
Servicios varios
Menos 90 días
Menos 90 días
Menos 90 días
Accionista
Indirecta
Indirecta
CLP
CLP
CLP 6
141
-
56
-
136
29
203
Manejo canchas
Menos 90 días
Indirecta
CLP
-
78
371
Totales
147
270
603
No Corriente
No existen operaciones no corrientes con entidades relacionadas.
NOTA 21. PROVISIONES
El detalle de las provisones corrientes se incluye en el siguiente cuadro:
Al 31 de diciembre de
2009
2008
MUS$
MUS$
Provisión por reclamaciones legales (a)
Participación en utilidades y bonos (b)
Reliquidaciones de subtransmisión (c)
Otras provisiones
1.146
44
23.850
-
559
135
4.487
-
674
166
6.461
150
25.040
5.181
7.451
Por
reclamaciones
legales
Participación
en utilidades
y bonos
Otras
provisiones
Total
559
135
4.487
5.181
414
(262)
18.231
18.383
173
171
1.132
1.476
1.146
44
23.850
25.040
Total
Movimientos en provisiones
Saldo inicial al 1 de enero de 2009
Incremento (decremento) en
provisiones existentes Incremento (decremento) en el
cambio de moneda extranjera
Saldo final al 31 de diciembre de 2009
Al 1 de enero de
2008
MUS$
a) Reclamaciones legales
El importe representa una provisión para determinadas demandas interpuestas contra Empresa Eléctrica Guacolda S.A. por parte de
organismos fiscales. El cargo por la provisión se reconoce en el estado de resultados dentro de los gastos operacionales. En opinión de
los administradores, después del correspondiente asesoramiento legal, no se espera que el resultado de estos litigios suponga pérdidas
significativas superiores a los importes provisionados al 31 de diciembre de 2009.
84
b) Participación en beneficios y bonos
La provisión de beneficios a empleados corresponde a bonos pagaderos al término del ejercicio financiero y aguinaldos pagaderos en
el transcurso del año.
Por otra parte, la Sociedad otorga a sus trabajadores diferentes planes de beneficios tales como de salud, seguro de vida y seguros
catastróficos adicionales a lo proporcionado por el régimen previsional.
c) Reliquidaciones de subtransmisión
Estas provisiones están constituidas principalmente por costos de transmisión según el Decreto Supremo N°320 de enero de 2009.
NOTA 22. INGRESOS DIFERIDOS
Otros ingresos diferidos
2009
MUS$
Al 31 de diciembre de
2008
MUS$
Al 1 de enero de
2008
MUS$
-
3.308
-
Los ingresos diferidos, se detallan a continuación: Estos ingresos corresponden a ventas de energía y potencia a un cliente libre y que será suministrada al
mes siguiente.
NOTA 23. PASIVOS DE COBERTURA
Los pasivos de cobertura, se detallan a continuación:
2009
MUS$
Al 31 de diciembre de
2008
MUS$
Al 1 de enero de
2008
MUS$
Corriente
Swaps de tasa de interés
Forwards de moneda
2.431
3.378
16.711
-
929
5.809
16.711
929
50.639
80.603
12.931
Total pasivos de cobertura corriente
No Corriente
Swaps de tasa de interés
NOTA 24. ACCIONES ORDINARIAS
La Sociedad sólo tiene acciones ordinarias (una sola serie). Todas las acciones se encuentran suscritas y pagadas.
N° de acciones en miles
al 31 de diciembre de
2009
2008
(Miles)
(Miles)
Saldo inicial de acciones
Aumento de capital
204.516
13.175
175.233
29.283
Total
217.691
204.516
85
a) En Sesión Ordinaria N° 187 del Directorio de Empresa
Eléctrica Guacolda S.A., de fecha 21 de enero de 2009, se
acordó emitir 3.660.420 acciones de pago de igual valor y sin
valor nominal para completar la suma de US$ 6.500.000, con
cargo al aumento de capital acordado en la Décima Tercera
Junta general Extraordinaria de Accionistas, de fecha 22 de
noviembre de 2006.
b) En Sesión Ordinaria N° 190 del Directorio de Empresa
Eléctrica Guacolda S.A., de fecha 16 de abril de 2009, se
acordó emitir 9.514.772 acciones de pago de igual valor y sin
valor nominal para completar la suma de US$ 16.500.000, con
cargo al aumento de capital acordado en la Décima Tercera
Junta general Extraordinaria de Accionistas, de fecha 22 de
noviembre de 2006
NOTA 25. OTRAS RESERVAS
Reserva
operaciones
cobertura (1)
MUS$
Cambios en
reservas futuras
capitalizaciones (2)
MUS$
Total
MUS$
Al 1 de enero de 2009
Coberturas de flujos de efectivo
Ganancias (pérdidas) por valor
razonable del ejercicio
Impuesto sobre ganancias
del valor razonable
Distribución utilidad de 2008
(73.823)
28.014
(45.809)
38.102
-
38.102
(6.475)
-
-
26.207
(6.475)
26.207
(42.196)
54.221
12.025
Reserva
operaciones
cobertura (1)
MUS$
Cambios en
reservas futuras
capitalizaciones (2)
MUS$
Total
MUS$
Saldo al 31 de diciembre de 2009
Al 1 de enero de 2008
Coberturas de flujos de efectivo
Ganancias (pérdidas) por valor
razonable del ejercicio
Impuesto sobre ganancias
del valor razonable
Distribución utilidad de 2007
(11.504)
-
(11.504)
(75.083)
-
(75.083)
12.764
-
-
28.014
12.764
28.014
(73.823)
28.014
(45.809)
Saldo al 31 de diciembre de 2008
(1) La Reserva de operaciones de cobertura corresponde a registros de swap de tasa asociados al refinanciamiento de deudas y al financiamiento de las
Unidades 3 y 4.
(2) La Reserva futuras capitalizaciones corresponde a la distribución de utilidades del año 2007 acordada por los accionistas en Junta Ordinaria del 17 de
abril de 2008.
86
NOTA 26. RESULTADOS RETENIDOS
El movimiento de la reserva por resultados retenidos ha sido el siguiente:
Al 31 de diciembre de
2009
MUS$
2008
MUS$
Saldo inicial
Distribución de utilidades
Resultado del ejercicio
84.669
(26.207)
56.097
96.333
(28.014)
16.350
Saldo final
114.559
84.669
NOTA 27. INGRESOS ORDINARIOS
Los ingresos ordinarios al 31 de diciembre del 2009 y 2008, respectivamente, se detallan a continuación:
Por los ejercicios terminados
al 31 de diciembre de
2009
2008
MUS$
MUS$
Ventas a clientes
Ventas al mercado spot
Ingresos uso sistema de transmisión Servicio de descarga, muellaje y otros
285.471
22.798
39.892
4.449
333.630
4.009
15.879
5.078
Total
352.610
358.596
NOTA 28. COSTOS FINANCIEROS
Los costos financieros al 31 de diciembre del 2009 y 2008, respectivamente, se detallan a continuación:
Por los ejercicios terminados
al 31 de diciembre de
2009
2008
MUS$
MUS$
Intereses préstamos bancarios
Otros instrumentos financieros
Otros costos financieros
3.124
12.061
1.842
4.475
2.108
550
Total
17.027
7.133
NOTA 29. DIFERENCIA DE CAMBIO
Las diferencias de cambio (cargadas) abonadas en el estado de resultados se incluyen en las partidas siguientes y por los montos
indicados:
Cuentas corrientes bancos, pactos, clientes, otros
Obligaciones con bancos, proveedores, provisiones, otros
Total
Por los ejercicios terminados
al 31 de diciembre de
2009
2008
MUS$
MUS$
20.632
(13.711)
(7.956)
5.744
6.921
(2.212)
87
NOTA 30. CONTINGENCIAS
1) Convenios con bancos
a) Con fecha 31 de octubre de 2006, se procedió a la cesión
de todos los derechos y obligaciones asociadas a los contratos
de crédito existentes con el acreedor Credit Suisse First
Boston, New York Branch (crédito Merrill Lynch Bank and Trust
Company (Cayman) Limited, crédito Mitsubishi Corporation por
el Suministro, Construcción, Montaje y Puesta en marcha de
la Unidad 2 Central Termoeléctrica Guacolda, y crédito Credit
Suisse First Boston, New York Branch), en favor de Banco
Calyon, New York Branch.
b) Con fecha 30 de noviembre de 2006, se procedió a la
modificación de los contratos de crédito abajo descritos en
conjunto con una línea de crédito para financiar la construcción
de la Unidad 3 de Guacolda y otros requerimientos de capital
con Calyon, New York Branch, como nuevo acreedor.
- Modificación del segundo tramo del crédito con Merrill Lynch
Bank and Trust Company (Cayman) Limited cuyo acreedor fue
cedido a Credit Suisse First Boston, New York Branch en abril
de 2003, y cuyo nuevo acreedor es Calyon, New York Branch,
y que pasa a denominarse Amend and Restate The First Loan
Agreement, por un monto de USD 70.933.332,96.- Modificación del contrato con Mitsubishi Corporation por el
Suministro, Construcción, Montaje, y Puesta en marcha de la
segunda Unidad Termoeléctrica Guacolda, cuyo acreedor fue
cedido a Credit Suisse First Boston, New York Branch en abril
de 2003, y cuyo nuevo acreedor es Calyon, New York Branch, y
que pasa a denominarse Amend and Restate The Second Loan
Agreement por un monto de USD 36.619.332,96.
- Modificación del contrato de crédito con Credit Suisse First
Boston, New York Branch, celebrado entre Empresa Eléctrica
Guacolda S.A. y el nuevo acreedor Calyon, New York Branch,
y que pasa a denominarse Amend and Restate The Third Loan
Agreement, por un monto de USD 25.447.334,08.- Contrato de Crédito con el Banco Calyon New York Branch
destinado a pagar deuda nacional de bonos en dólares, del
cual se han desembolsado al 31 de diciembre de 2009 USD
29.131.618,84.
- Firma de contrato línea de crédito celebrado por Empresa
Eléctrica Guacolda S.A. con Calyon, New York Branch,
denominado Fourth Loan Agreement por un monto de hasta USD
257.000.000, del cual se ha desembolsado al 31 de diciembre
de 2009 USD 227.868.381,16.
c) Con fecha 2 de noviembre de 2007, se procedió a la suscripción
del Quinto Contrato de Crédito para financiar la construcción
de la Unidad 4 de Guacolda con Calyon, New York Branch,
CorpBanca y The Scotiabank Group, como acreedores por un
monto de hasta USD 260.000.000, del cual se ha desembolsado
al 31 de diciembre de 2009 USD 219.832.410,52.
2) Contratos
a. La Sociedad Matriz ha firmado los siguientes contratos que se
encuentran vigentes al 31 de diciembre de 2009:
- Con Compañía de Carbones de Chile - COCAR S.A., se
firmó un contrato de suministro de carbón por un período de 20
años contados desde la fecha de inicio de funcionamiento de
la Central Termoeléctrica. Con fecha 30 de junio de 1998 este
contrato fue cedido por COCAR S.A. a Ingeniería del Sur S.A.
- Con Compañía Minera del Pacífico S.A. por uso del Muelle
Guacolda I para descarga, por una parte y por otra el suministro
de agua de pozo y agua tratada.
- Con Ultraport (Servicios Marítimos y Transportes Ltda.) por
manejo de carbón en cancha y administración, operación y
mantenimiento del Puerto Guacolda I.
- Con Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A., ex Empresa
Eléctrica Emec S.A., por venta de energía y potencia eléctrica
por el 100% de sus consumos de tarifa regulada.
- Con Chilectra S.A. por venta de electricidad para sus clientes
regulados con inicio de suministro a contar del 1 de enero de
2010.
- Con Chilectra S.A. por venta de electricidad para sus clientes
libres con inicio de suministro a contar del 1 de enero de 2011.
- Con Empresa Minera de Mantos Blancos S.A., por
abastecimiento de energía y potencia para su establecimiento
Mantoverde de la III Región.
- Con Compañía Minera Carmen de Andacollo por venta de
energía y potencia eléctrica por el 100% de sus consumos.
- Con Empresa Nacional de Minería por venta de energía
y potencia eléctrica por el total de sus consumos de los
establecimientos Fundición Hernán Videla Lira y Planta Manuel
Antonio Matta, ubicados en la III Región. El contrato actual
tenía vigencia hasta el 31 de diciembre de 2008. Sin embargo,
con fecha 25 de enero de 2008 se firmó un nuevo contrato de
suministro a partir del 1 de enero de 2009, por un plazo de 12 años.
88
- Con Compañía Minera Maricunga por venta de electricidad
para su proyecto minero Refugio, hasta una potencia máxima de
16.000 kW.
- Con Hidroeléctrica Puclaro S.A., se firmó un contrato de
compra de energía que se inició a partir del 1 de mayo de
2008.
b) La Sociedad filial ha firmado los siguientes contratos y acuerdos
que se encuentran vigentes al 31 de diciembre de 2009:
- Prestación de servicios de mantenimiento a la línea de
transmisión 1x220 kV Maitencillo-Cardones, con Noresedei S.A.,
suscrito con fecha 1 de octubre de 1998.
Prestación de servicios de operación. Paños línea MaitencilloCardones 1x220 kV, con HQI Transelec S.A., suscrito con fecha
1 de junio de 1995.
- Mantenimiento de Paños línea Maitencillo-Cardones 1x220 kV,
con HQI Transelec S.A. suscrito con fecha 1 de junio de 1995.
- Por uso de instalaciones comunes y de prestación de
servicios comunes. Paños línea Maitencillo-Cardones 1x220 kV,
con HQI Transelec S.A. suscrito con fecha 1 de junio de 1995.
a.1) En lo referente a las transferencias de energía entre
septiembre y diciembre de 1999, se produjeron diferencias
entre los generadores respecto a los precios aplicables a las
transferencias entre los generadores del CDEC-SIC en la Quinta
Región, en las particulares circunstancias a que se refieren tales
discrepancias, las que fueron sometidas al informe del Panel de
Expertos, que fue rechazado por empresas distintas a Empresa
Eléctrica Guacolda S.A. y sus relacionadas y, por consiguiente,
sometidas a la Resolución del Ministerio de Economía, Fomento
y Reconstrucción, quien emitió una Resolución favorable a la
posición de la empresa AES Gener S.A., habiéndose recibido
los pagos correspondientes de parte de Endesa S.A. y sólo
parcialmente de parte de Colbún S.A., quienes han impugnado
esta Resolución.
Cabe mencionar que esta Resolución adicionalmente establece
pagos por operación a mínimo técnico a aquellos propietarios de
centrales que deben operar en dicha condición exclusivamente
por restricciones de transmisión en alguna zona del sistema.
Como consecuencia de lo anterior, Colbún interpuso un recurso
de reposición en contra de esa Resolución Ministerial por los
pagos antes mencionados, el cual fue rechazado a través de
la R.M. N° 30. A la fecha el CDEC-SIC no ha implementado
los cálculos debido al alto grado de complejidad que implica su
desarrollo.
- Acuerdo sobre pagos provisionales de peajes de transmisión
troncal, con Colbún S.A. suscrito con fecha 29 de septiembre
de 2004.
Luego de analizadas diversas propuestas de aplicación,
desarrolladas por la Dirección de Operación y Peajes del CDECSIC para implementar la RM-30, las empresas no arribaron a
acuerdo, motivo por el cual surgió una nueva divergencia, la
cual fue puesta en conocimiento del Comité de Expertos. Con
fecha 30 de octubre de 2003, el Directorio del CDEC-SIC tomó
conocimiento de la recomendación de este Panel.
- Acuerdo sobre pagos provisionales de peajes de transmisión
troncal, con Empresa Eléctrica Pehuenche S.A. suscrito con
fecha 14 de junio de 2004.
Debido a que no hubo acuerdo en aceptar la recomendación,
se procedió a formalizar la divergencia frente al Ministro de
Economía.
- Acuerdo sobre pagos provisionales de peajes de transmisión
troncal, con Empresa Eléctrica Pangue S.A. suscrito con fecha
14 de Junio de 2004.
a.2) En lo referido al cálculo de las transferencias de potencia
de punta en el CDEC-SIC, por la determinación definitiva de los
pagos correspondientes a los años 2000, 2001, 2002 y 2003,
con fecha 2 de noviembre de 2001 la divergencia respectiva fue
resuelta mediante la RM N° 119 por el Ministro de Economía,
Fomento y Reconstrucción. En la etapa de implementación
en el CDEC-SIC no se logró la unanimidad requerida, por lo
que surgió una divergencia al respecto, la cual fue sometida
a resolución del Ministro de Economía en el mes de abril de
2002. Junto a lo anterior, las empresas AES Gener, Eléctrica
Santiago y Endesa interpusieron recursos de reposición en
contra de la Resolución N° 119/2001, siendo resuelta esta última
por medio de la Resolución Ministerial N° 17 de 14 de abril de
2004, la que ordenó modificar la metodología de cálculo de
- Arriendo de terrenos para paños de 220 kV en las SS/EE
Maitencillo y Cardones, con HQI Transelec S.A. suscrito con
fecha 23 de noviembre de 1995.
- Acuerdo sobre pagos provisionales de peajes de transmisión
troncal, con Empresa Nacional de Electricidad S.A. suscrito con
fecha 14 de junio de 2004.
3) Otras contingencias
a) Se han presentado divergencias en el CDEC-SIC por la
valorización de transferencias de energía en diversos períodos,
siendo las principales las que se indican a continuación:
89
potencia firme para plantas hidroeléctricas con embalse, lo cual
producirá un aumento en la capacidad firme de dichas plantas y
una consiguiente disminución de las demás plantas del sistema.
El 22 de abril de 2004 la compañía presentó un recurso de
reposición, el que fue admitido a tramitación, suspendiéndose
los efectos de la resolución recurrida mientras se tramite dicho
recurso. El 15 de junio de 2004 se emitió la resolución N°
35/2004 por medio de la cual el Ministro acoge en parte el
recurso de reposición de la compañía, ordenando asimismo al
CDEC SIC aplicar la metodología de cálculo establecida en la RM
N° 17/2004, pero redefiniendo las horas de mayor probabilidad
de pérdida de carga. Sobre esta redefinición se produjo una
divergencia que fue resuelta por el nuevo Panel de Expertos con
fecha 2 de septiembre de 2004. Con fecha 29 de septiembre
de 2004 la Dirección de Operación del CDEC-SIC entregó los
cálculos de potencia firme aplicando el Dictamen N° 1 del Panel
de Expertos. Sobre los mismos, las empresas integrantes del
CDEC-SIC presentaron nueve divergencias, que fueron resueltas
por el Panel de Expertos con fecha 9 de diciembre de 2004.
Durante el mes de enero de 2005 la Dirección de Operación del
CDEC-SIC entregó los balances aplicando los nuevos dictámenes
del Panel. Al respecto, Endesa presentó una nueva divergencia
sobre las cotas de los embalses y su efecto en la potencia firme
desde el año 2000 en adelante, siendo su posición rechazada
por el Panel de Expertos mediante el Dictamen N° 4-2005 de
fecha 9 de marzo de 2005.
Cabe señalar que los pagos de transferencias de potencia
correspondientes a los años 2000, 2001, 2002 y 2003 se
han efectuado de conformidad al procedimiento de cálculo
establecido en la RM 119/2001 y que a la luz de las reiteradas
divergencias que se han producido al respecto, tienen carácter
de provisionales.
b) Formulación de cargos de la Superintendencia de Electricidad
y Combustibles (SEC), contra Empresa Eléctrica Guacolda S.A.
b.1) Oficio Ordinario N° 6786 dictado por la SEC con fecha 12 de
noviembre de 1999 por supuestas infracciones al artículo 9 del
Decreto N° 287 de 1999 del Ministerio de Economía, Fomento
y Reconstrucción. Empresa Eléctrica Guacolda presentó sus
descargos con fecha 30 de noviembre de 1999, encontrándose
aún pendiente su resolución.
b.2) Oficio Ordinario N° 6785 dictado por la SEC con fecha 12 de
noviembre de 1999 por supuestas infracciones al artículo 9 del
Decreto N° 287 de 1999 del Ministerio de Economía, Fomento
y Reconstrucción. Empresa Eléctrica Guacolda presentó sus
descargos con fecha 30 de noviembre de 1999, encontrándose
aún pendiente su resolución.
b.3) Oficio Ordinario N° 0297 dictado por la SEC con fecha 12
de enero de 2000 por supuestas infracciones al artículo 9 del
Decreto N° 287 de 1999 del Ministerio de Economía, Fomento
y Reconstrucción. Empresa Eléctrica Guacolda presentó sus
descargos con fecha 28 de enero de 2000, encontrándose aún
pendiente su resolución.
b.4) Oficio Ordinario N° 5269 dictado por la SEC con fecha 21 de
septiembre de 2004 por supuestas infracciones al ordenamiento
eléctrico con motivo de la información de ventas no sometidas
a regulación de precios efectuadas durante los meses de
septiembre 2003 - abril 2004. Empresa Eléctrica Guacolda
presentó dentro de plazo sus descargos, encontrándose aún
pendiente su resolución.
b.5) Oficio Ordinario N° 8755 dictado por la SEC con fecha
23 de diciembre de 2009 por el supuesto incumplimiento
al requerimiento de información efectuado por la Comisión
Nacional de Energía mediante carta CNE C09/353 de fecha
10/03/2009, lo que constituiría una infracción al ordenamiento
jurídico eléctrico. Empresa Eléctrica Guacolda S.A. presentó
dentro de plazo sus descargos, encontrándose aún pendiente
su resolución.
c) Multas de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles
u otros organismos cursadas a Empresa Eléctrica Guacolda
S.A.
c.1) Con fecha 27 de abril de 2004, mediante Resolución Exenta
N° 812, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles
dispuso aplicar a Empresa Eléctrica Guacolda S.A. una multa
ascendente a 560 U.T.A., por supuestas infracciones en que
habría incurrido la Sociedad en la falla generalizada del Sistema
Interconectado Central ocurrida el día 13 de enero de 2003. La
Sociedad interpuso en plazo y forma, un recurso de reposición
en contra de la Resolución Exenta N° 812, que fue resuelto por
la Resolución Exenta N° 1833 del 3 de noviembre de 2005,
acogiéndolo sólo en cuanto rebajó el monto de la multa aplicada
a 350 UTA. Con fecha 16 de diciembre de 2005, Empresa
Eléctrica Guacolda S.A. interpuso un recurso de reclamación
de ilegalidad en contra de las Resoluciones Exentas N° 812 y
N° 1833 ante la I. Corte de Apelaciones de Santiago, el cual se
encuentra en tramitación.
c.2) Con fecha 14 de agosto de 2003, mediante Resolución
Exenta N°. 1436, la Superintendencia de Electricidad y
Combustibles dispuso aplicar a Empresa Eléctrica Guacolda
S.A. una multa ascendente a las suma de 1000 U.T.A., por
supuestas infracciones en que habría incurrido la Empresa en
la falla generalizada del Sistema Interconectado Central ocurrida
el 23 de septiembre de 2002. La Sociedad interpuso en plazo
y forma, un recurso de reposición en contra de la Resolución
90
Exenta N° 1436, el cual fue rechazado por la autoridad mediante
la Resolución Exenta N° 1120 del 14 de junio de 2004. Con
fecha 2 de julio de 2004, Empresa Eléctrica Guacolda S.A.
interpuso un recurso de reclamación de ilegalidad en contra de
las Resoluciones Exentas N° 1436 y N 1120 ante la I. Corte
de Apelaciones de Santiago, que con fecha 10 de septiembre
de 2009 fue rechazado por esa Corte, motivo por el cual la
Sociedad ha recurrido de apelación ante la Corte Suprema.
Con fecha 25 de enero de 2010 la Corte Suprema confirmó lo
resuelto por la Corte de Apelaciones de Santiago, rechazando
por tanto las pretensiones de la Sociedad.
c.3) Con fecha 30 de junio de 2005, mediante Resolución Exenta
N° 1121, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles
aplicó a Empresa Eléctrica Guacolda S.A. una multa a beneficio
fiscal equivalente a 350 UTA por haber supuestamente
transgredido lo dispuesto en el artículo 81 N° 1 del DFL N°. 1
en relación con los artículos 165 y 185 del D.S. N°. 327, con
motivo de la caída de servicio ocurrida el día 7 de noviembre
de 2003 en el Sistema Interconectado Central. Con fecha 8
de julio de 2005, Empresa Eléctrica Guacolda S.A. interpuso un
recurso de reposición en contra de la referida resolución ante
la Superintendencia de Electricidad y Combustibles que fue
rechazado por la autoridad mediante la Resolución Exenta N°
1566 del 24 de agosto de 2009. Con fecha 4 de septiembre de
2009, Empresa Eléctrica Guacolda S.A. interpuso un recurso de
reclamación de ilegalidad en contra de las Resoluciones Exentas
N° 1121 y N° 1566 ante la I. Corte de Apelaciones de Santiago,
el cual se encuentra en tramitación.
c.4) Por Resolución Exenta N° 118 de fecha 9 de junio de 2009,
la Comisión Regional de Medio Ambiente Región de Atacama
dispuso aplicar a la Sociedad una multa equivalente a 300 UTM,
por supuesto incumplimiento de las condiciones contenidas en
la Resolución de Calificación Ambiental N° 56 de 11 de abril
de 2006, que aprueba el Proyecto “Central Guacolda Unidad
N°3”. En tiempo y forma la Sociedad recurrió en contra de esta
resolución mediante la interposición de un recurso de reposición
y en subsidio un recurso jerárquico, que se encuentra pendiente
de resolución. Paralelamente se consignó el monto de la multa.
c.5) Por Resolución Exenta N° 119 de fecha 9 de junio de 2009,
la Comisión Regional de Medio Ambiente Región de Atacama
dispuso aplicar a la Sociedad una multa equivalente a 500 UTM, por
incumplimiento de las condiciones, contenidas en la Resolución
de Calificación Ambiental Nº 236 de 16 de octubre de 2007, que
aprueba el Proyecto “Incremento de Generación y Control de
Emisiones del Complejo Generador Central Térmica Guacolda
S.A.”. En tiempo y forma la Sociedad recurrió en contra de esta
resolución mediante la interposición de un recurso de reposición
y en subsidio un recurso jerárquico, que se encuentra pendiente
de resolución. Paralelamente se consignó el monto de la multa.
d) Juicios Declaraciones y Pagos de Remuneraciones o Peajes
de Líneas de Transmisión.
d.1) 19 Juzgado Civil de Santiago. Rol 2487-2005. Con fecha 28
de marzo de 2005, Empresa Eléctrica Guacolda S.A. interpuso
demanda de declaración y pago de peaje de transmisión en
contra de Empresa Nacional de Electricidad S.A., Empresa
Eléctrica Pehuenche S.A., Empresa Eléctrica Pangue S.A. y
Compañía Eléctrica San Isidro S.A., por el período comprendido
entre el 9 de octubre de 2003 y 12 de marzo de 2004, época
en que rigió el D.S. N0158 de Economía que modificó el
Reglamento Eléctrico. Terminada la etapa probatoria, el tribunal
dictó sentencia de primera instancia acogiendo la demanda de
la Sociedad, la cual fue apelada por las demandadas ante la I.
Corte de Apelaciones de Santiago. Con fecha 10 de diciembre
de 2009 se efectuaron los alegatos de la causa y el día 21 de
diciembre de 2009, la I. Corte de Apelaciones de Santiago
confirmó la sentencia del tribunal de primera instancia, resolución
que fue recurrida de casación en el fondo por las demandantes,
encontrándose pendiente su resolución.
d.2) 14 Juzgado Civil de Santiago. Rol 2489-2005. En la misma
fecha y por el mismo concepto del punto d.1), se interpuso
demanda en contra de Colbún S.A. y Cenelca S.A. Realizado el
comparendo de conciliación, el tribunal recibió la causa a prueba,
que se encuentra terminada y pendiente de resolverse.
d.3) 7 Juzgado Civil de Santiago. Rol 21.228-08. Con fecha
22 de agosto de 2008, Sociedad Minera Carbones Magallanes
Limitada, interpuso demanda ordinaria de cumplimiento de
contrato e indemnización de perjuicios en contra de Empresa
Eléctrica Guacolda S.A., por un supuesto incumplimiento al
contrato de compraventa de carbón celebrado con fecha 24 de
mayo de 2008. Actualmente este procedimiento se encuentra
en tramitación.
e) Juicios Arbitrales
e.1) Con fecha 10 de diciembre de 2008 Empresa Eléctrica
Guacolda S.A. interpuso demanda arbitral en contra de Compañía
Minera Maricunga, a objeto que dicho tribunal resuelva las
diferencias, discrepancias y los conflictos que han surgido entre
las partes, provenientes de la celebración del contrato y sus
modificaciones posteriores. Entre los conceptos demandados
se encuentra el pago derivado de la aplicación del criterio de
seguridad (n-1) originado en las restricciones de transmisión del
tramo Maintencillo-Cardones. Actualmente este procedimiento
se encuentra en tramitación.
e.2.) Con ocasión del término del contrato de suministro de
electricidad, Compañía Contractual Minera Candelaria dedujo
demanda civil arbitral contra Empresa Eléctrica Guacolda S.A.,
91
a fin que se declare que no ha producido efectos la terminación
del contrato de suministro de electricidad producida a partir del
14 de octubre de 2008. Actualmente, este procedimiento se
encuentra en tramitación ante el tribunal de segunda instancia.
e.3) Con ocasión del término del contrato de suministro de
electricidad, Compañía Contractual Minera Ojos del Salado dedujo
demanda civil arbitral contra Empresa Eléctrica Guacolda S.A.,
a fin que se declare que no ha producido efectos la terminación
del contrato de suministro de electricidad producida partir del
14 de octubre de 2008. Actualmente, este procedimiento se
encuentra en tramitación ante el Tribunal de Segunda Instancia,
que conoce del recurso de apelación que Empresa Eléctrica
Guacolda S.A. dedujere contra la sentencia definitiva de primera
instancia que dispuso que el Contrato continuara vigente.
NOTA 31. COMPROMISOS
Empresa Eléctrica Guacolda S.A. mantiene obligaciones con
bancos e instituciones financieras por el financiamiento para la
construcción de las Unidades 3 y 4. Estos contratos incluyen:
a) Compromisos de hacer y no hacer
- Mantención de las propiedades, seguros y operaciones de
la sociedad;
- Conducción apropiada de los negocios;
- Entrega de Estados Financieros trimestrales y anuales, así
como otros informes;
- Mantención de una cuenta de reserva para el servicio de la
deuda, reemplazada por carta stand- by y de una cuenta
para el pago de los intereses y capital;
- Limitaciones
para
entregar
garantías,
fusiones,
consolidaciones, transacciones con afiliadas, endeudamiento,
venta de activos, pago de dividendos, etc.
b) Garantías
- Hipoteca sobre todo el lote A de la Isla de Guacolda;
- Prenda Industrial sobre la Unidad I;
- Prenda sin desplazamiento sobre los bienes que componen
la unidad II;
- Prenda de derechos comerciales de los contratos de
adquisición de energía con EMEC, Candelaria y Maricunga.
NOTA 32. GANANCIAS POR ACCIÓN
Empresa Eléctrica Guacolda S.A. no ha pagado dividendos; los resultados del ejercicio han sido capitalizados por acuerdos de la Junta
Ordinaria de Accionistas.
Ganancias del ejercicio
Promedio ponderado de acciones vigentes durante el ejercicio
Al 31 de diciembre de
2009
MUS$
2008
MUS$
56.097
215.345
16.350
190.315
2009
US$
Al 31 de diciembre de
2008
US$
Ganancias por acción
Ganancias básicas y diluidas por acción (US$)
0,26
0,09
92
NOTA 33. SANCIONES
a) De la Superintendencia de Valores y Seguros
No se han aplicado sanciones por parte de este organismo.
b) De otras autoridades administrativas
A la fecha de cierre de los presentes estados financieros la
Superintendencia de Electricidad y Combustibles ha formulado
cargos y aplicado multas a Empresa Eléctrica Guacolda S.A. así
como a otras generadoras del Sistema Interconectado Central
(SIC). Su detalle es el siguiente:
2. A continuación se indica un resumen del cumplimiento de los
requisitos ambientales exigidos para dar inicio al Proyecto para
quemar mezclas de carbón y coque de petróleo:
a) Elaboración de Estudio de Impacto Ambiental Uso de
mezclas de carbón/coque de petróleo en Central Termoeléctrica
Guacolda S.A.
b) Instalación de estaciones de monitoreo en línea de calidad
del aire.
c) Instalación de equipos en los servicios fiscalizadores
CONAMA, SAG y SSA para tener acceso a la página Web de la
Empresa y obtener información directa de la calidad del aire.
Resolución exenta N° 856 por falla suministro eléctrico en 1997.
Resolución exenta N° 331 por falla suministro eléctrico en 1997.
Resolución exenta N° 1436 por falla suministro eléctrico en
septiembre de 2002.
Resolución exenta N° 1121 por falla suministro eléctrico en
noviembre de 2003.
Resolución exenta N° 812 por falla suministro eléctrico en enero
de 2002.
Resolución Exenta N° 8755 por falta de entrega de información
a la CNE en marzo de 2009.
Respecto de estos cargos y multas la Sociedad ha presentado
los descargos y las reclamaciones correspondientes ante los
organismos competentes.
NOTA 34. MEDIO AMBIENTE
1. Empresa Eléctrica Guacolda S.A., con el objeto de cumplir
con la normativa medio ambiental vigente y con las autorizaciones
que le habilitan para usar mezclas de carbón y coque de petróleo,
ha incurrido en los siguientes desembolsos entre el 1 de enero y
el 31 de diciembre de 2009:
a) Costos por estudios de impacto ambiental, de asesorías y
de monitoreo por un monto de MUS$ 370 (MUS$ 321 al 31 de
diciembre de 2008).
d) Instalación de sistema de medición en línea de las emisiones
de gases por la chimenea, para no sobrepasar emisiones
máximas permitidas de SO2.
e) Administrador externo de la red de monitoreo, certificación
de carbones utilizados e informe mensual de registro de calidad
del aire y emisiones.
Por lo anteriormente expuesto, la Sociedad está cumpliendo con
toda la Normativa Ambiental y los requisitos ambientales exigidos
en la Resolución Exenta Nro. 117, de fecha 12 de octubre de
2001, de la Dirección Ejecutiva de la Comisión Nacional del
Medio Ambiente.
3. En Resolución Exenta N° 175, del 11 de octubre de 2006,
la Comisión Regional del Medio Ambiente de la III Región de
Atacama, califica favorablemente el proyecto de Construcción
de la Unidad 3 presentado por Empresa Eléctrica Guacolda
S.A. y certifica que el referido proyecto, cumple con todos los
requisitos ambientales aplicables a la normativa de carácter
ambiental.
4. En Resolución Exenta N° 236, del 16 de octubre de 2007,
la Comisión Regional del Medio Ambiente de la III Región de
Atacama, califica favorablemente el proyecto de Construcción
de la Unidad 4 presentado por Empresa Eléctrica Guacolda
S.A. y certifica que el referido proyecto, cumple con todos los
requisitos ambientales aplicables a la normativa de carácter
ambiental.
5. En Resolución Exenta Nº 118, de fecha 9 de junio de 2009,
la Comisión Regional de Medio Ambiente de la III Región de
93
Atacama, dispuso aplicar a Empresa Eléctrica Guacolda S.A. una multa por 300 UTM por el supuesto incumplimiento de las condiciones
contenidas en la Resolución de Calificación Ambiental Nº 56 de 11 de abril de 2006, que aprueba el Proyecto “Central Guacolda Unidad
Nº 3”. Empresa Eléctrica Guacolda S.A., dentro de plazo, presentó ante la Comisión Regional de Medio Ambiente de Atacama, un
recurso de reposición y en subsidio recurso jerárquico, encontrándose aún en tramitación.
6. En Resolución Exenta Nº 119, de fecha 9 de junio de 2009, la Comisión Regional de Medio Ambiente de la III Región de Atacama
dispuso aplicar a Empresa Eléctrica Guacolda S.A. una multa por 500 UTM por el supuesto incumplimiento de las condiciones contenidas
en la Resolución de Calificación Ambiental Nº 236 de 16 de octubre de 2007, que aprobó el Proyecto “Incremento de Generación y Control
de Emisiones del Complejo Generador Central Térmica Guacolda S.A.”. Empresa Eléctrica Guacolda S.A., dentro de plazo, presentó
ante la Comisión Regional de Medio Ambiente de Atacama, un recurso de reposición y en subsidio recurso jerárquico, encontrándose
aún en tramitación.
NOTA 35. TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS
Empresa Eléctrica Guacolda S.A. no posee controlador. La participación accionaria es la siguiente: Aes Gener S.A. con un 50%;
Empresas Copec S.A. con un 25% e Inversiones Ultraterra Ltda. con un 25%.
Las transacciones entre las entidades relacionadas corresponden a operaciones normales del negocio, realizado de acuerdo con
normas legales, en condiciones de equidad y a precios de mercado.
1) Los principales efectos en resultados de las transacciones con entidades relacionadas son los siguientes:
RUT
Sociedad
Descripción
Naturaleza
Al 31 de diciembre de
2009
2008
MUS$
MUS$
94.272.000-9
94.272.000-9
94.272.000-9
94.272.000-9
94.272.000-9
99.520.000-7
99.520.000-7
80.992.000-3
80.992.000-3
88.056.400-5
88.056.400-5
96.717.620-6
96.717.620-6
96.717.620-6
96.673.040-4
(1.037)
-
(15)
11.218
959
(4.100)
32
200
(3)
1
(3.765)
(1.409)
6.148
1.208
(8)
(3)
(46)
222
1722
(179)
69
318
(1)
3
(2.263)
(27.929)
77
(378)
(17)
9.429
(28.405)
Aes Gener S.A.
Aes Gener S.A
Aes Gener S.A.
Aes Gener S.A.
Aes Gener S.A.
Copec S.A.
Copec S.A
Ultramar A.G.
Ultramar A.G.
Servicio Marítimo y transporte
Servicio Marítimo y transporte
Sociedad Eléctrica Santiago
Sociedad Eléctrica Santiago
Sociedad Eléctrica Santiago
Energía Verde S.A.
Compra energía y potencia
Venta servicios varios
Arriendos
Venta de energía y potencia
Venta uso sistema transmisión
Compra de combustible
Venta uso de muelle y otros
Venta uso muelle y otros
Compra servicios varios
Venta agua y otros
Manejo canchas de carbón
Compra energía y potencia
Venta de energía y potencia
Venta uso sistema transmisión
Venta uso sistema transmisión Accionista
Accionista
Accionista
Accionista
Accionista
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Indirecta
Totales
94
2) Directorio y Gerencia de la Sociedad
2.1) La Sociedad es administrada por un Directorio compuesto por nueve miembros, los cuales permanecen por un período de
tres años en sus funciones pudiendo ser reelegidos.
a) Retribuciones del Directorio. El detalle de las retribuciones del Directorio por el ejercicio al 31 de diciembre de 2009 y 2008, respectivamente, es el siguiente:
RUT
Nombre
Cargo
2.599.333-0
2.677.838-7
10.365.719-9
6.066.143-K
7.383.017-6
2.884.455-7
6.375.799-3
8.940.661-7
21022116
6.921.313-8
José F. Guzmán C.
Presidente
Sven von Appen B. Vicepresidente
Eduardo Navarro B.
Director
Jorge Bunster B.
Director
Marcos Büchi B.
Director
Wolf von Appen B.
Director
Felipe Cerón C.
Director
Juan Olmedo H.
Director
Vicente Javier Giorgio
Director
Daniel Stadelmann R.
Director
Totales
Al 31 de diciembre de
2009
2008
MUS$
MUS$
36
27
27
27
27
-
-
-
-
-
144
31
21
21
21
13
9
116
b) Gastos en asesorías y garantías: durante el ejercicio 2009 y 2008 no existen garantías a favor de los Directores ni se han efectuado
gastos en asesorías
2.2 Retribución de Gerencia de la Sociedad
La remuneración bruta total percibida por los ejecutivos principales de la Gerencia de la Sociedad, asciende al monto de MUS$ 1.250 al
31 de diciembre de 2009 (MUS$ 1.572 para igual ejercicio del año anterior).
Para sus ejecutivos, la Sociedad tiene un plan de bono anual por cumplimiento de objetivos el cual consiste en un número determinado
de remuneraciones brutas mensuales.
Indemnizaciones y garantías: la Sociedad no ha pagado indemnizaciones ni ha constituido garantías por sus principales ejecutivos durante el ejercicio 2009 y 2008.
NOTA 36. HECHOS POSTERIORES A LA FECHA DE BALANCE
Entre el 31 de diciembre de 2009 y la fecha de emisión de los presentes estados financieros, la administración de la Sociedad no está en
conocimiento de otros hechos posteriores que puedan afectar significativamente la interpretación de los presentes estados financieros.
Como consecuencia del terremoto ocurrido el 27 de febrero del año en curso, la Sociedad ha desarrollado una primera evaluación de
sus instalaciones de generación y transmisión de electricidad, ubicadas en la III región del país, sin apreciarse daños materiales relevantes en sus estructuras, no obstante se ha visto afectado el despacho de las mismas, conjuntamente con el de otras centrales del
Sistema Interconectado Central.
Sin embargo, atendida la naturaleza de los hechos ocurridos en la zona centro sur de nuestro país y los efectos que ella pueda causar
al mercado eléctrico en general, en la actualidad no es posible evaluar los impactos que pueda generar en la situación financiera de la
Sociedad.
95
Suscripción y Declaración
Jurada de Responsabilidad
En conformidad a la normativa vigente de la Superintendencia de Valores y Seguros, la presente memoria de Empresa Eléctrica Guacolda
S.A. es aprobada y suscrita por el gerente general de la compañía y por los directores más abajo individualizados, que constituyen el
Directorio de Empresa Eléctrica Guacolda S.A. según su conformación a la fecha de la publicación del documento. Ellos se hacen
responsables, bajo juramento, respecto de la veracidad de la información incorporada.
José Florencio Guzmán Correa
PRESIDENTE
Sven von Appen Behrmann
VICEPRESIDENTE
Marcos Büchi Buc
DIRECTOR TITULAR
Luis Felipe Cerón Cerón
DIRECTOR TITULAR
Vicente Javier Giorgio
DIRECTOR TITULAR
Eduardo Navarro Beltrán
DIRECTOR TITULAR
Daniel Stadelmann Rojas
DIRECTOR TITULAR
Sergio del Campo Fayet
GERENTE GENERAL
Concepción Visual Racic Grupo Diseño
Fotografías Julio Cabello
Impresión Maval Ltda.